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

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Технология за круглым столом: разведка в Арктике Technology Roundtable: Arctic Exploration

Роснефть: сложности разработки месторождений в Арктике Rosneft: Challenges for Arctic Development

Штокман Девелопмент АГ: минимизация негативного воздействия на окружающую среду

ТNК-ВР: управление заводнением

Shtokman Development AG: Minimizing the Environmental Impact

TNK-BP: Waterflood Management

Oil & Gas Covered! 4 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Power Covered!

Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на circulation@rogtecmagazine.com.

Tel: +350 2162 4000

Fax: +350 2162 4001

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com.

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

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

Редактор материалов по России Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com

Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact circulation@rogtecmagazine.com for further information.

Зам. Шеф-редактора Editorial Assistant Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: circulation@rogtecmagazine.com.

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

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

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено ДМНГ.

ROGTEC

Front cover image is supplied courtesy of DMNG.

www.rogtecmagazine.com

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

Contents

Роснефть: Проблемы обустройства морских месторождений российской Арктики

Rosneft: Challenges in Developing the Russian Arctic

Освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения: меры смягчения воздействия на окружающую среду

Developing Shtokman: Mitigating the Environmental Impact

Технология за круглым столом: разведка в Арктике

Technology Roundtable: Arctic Exploration

Arctic Exploration Pace Picks Up:Industry’s Cold Feet Begin to Thaw as Activity Hots Up

Отчеты Блэкборн: Нефтегазовая геология доюрского периода

Blackbourn Reports: Petroleum Geology of the Pre-Jurassic

Управление заводнением в ТНК-ВР: эффективность превыше всего

Waterflood Management in TNK-BP: Focus on Efficiency

Тема: Разработка нефтегазовых месторождений: вчера, сегодня, завтра

Drilling and Production Technology: Past, Present and Future

Интервью ROGTEC: Доминиек Ампе, генеральный директор, Dockwise Россия

The ROGTEC Interview: Dominiek Ampe, General Manager, Dockwise Russia

Разведка в Арктике набирает обороты Озноб неуверенности в отрасли сменяется горячей активностью

12 8 ROGTEC

46 www.rogtecmagazine.com

Оптимальные технологические решения, богатый опыт и лидирующие позиции компании FMC Technologies вносят важный вклад в успешную разработку подводных месторождений на aрктическом шельфе. Технологии FMC Technologies значительно облегчают освоение и эксплуатацию подводных месторождений в условиях арктических морей, покрытых льдом до семи месяцев в году. Полный комплекс наших технических решений включает в себя надежные и проверенные на практике технологии для подводного бурения, добычи, сепарации и транспортировки углеводородов, системы подключения отдельных скважин протяженными шлейфами, экологически чистые полностью электрифицированные системы мониторинга и системы управления потоком углеводородов. Не позвольте льду выдавить вас из Арктики. Лучше обратитесь к нам, мы сможем вам помочь.

www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора Мы рады представить вашему вниманию 28-й выпуск журнала ROGTEC. Как обычно, в первом выпуске журнала за год и накануне отраслевых выставок, посвященных вопросам работы в Арктике, в которых мы примем участие в марте и в апреле, этот номер журнала посвящен новостям этого важного сектора отрасли. После прошлогодней неразберихи, мы надеемся, что эта сфера деятельности начнет реализовывать свой потенциал в текущем 2012 году. Наш редактор по вопросам добычи в море, Марк Томас, в своей статье расскажет о том, как теплеют настроения в отношении разработки в этом экологически чувствительном регионе и какое будущее Арктика готовит как российским, так и западным компаниям. Мы также рады представить отличный материал от компании Роснефть, в котором рассказывается о строительстве морских буровых установок и о том, какие методы работы использует компания для определения оптимального плана действий. Становится все яснее: не так уж велик опыт, на который могут опираться нефтяники при строительстве оборудования, приспособленного к работе в экстремальных климатических условиях Арктики, и понадобятся инвестиции в новые технологии, чтобы обеспечить успешную разведку, разработку и транспортировку углеводородов в будущем.

экосистем и защиты морской флоры и фауны. Пользующаяся большой популярностью рубрика “Технология за круглым столом”, в этом выпуске журнала посвящена разведке в Арктике. Мы задаем вопросы компаниям PGS, ION, Schlumberger SIS и Геотек, инициируя дискуссию по вопросам новейших технологий для этой сферы деятельности. Говоря о разведке, также стоит упомянуть материал, посвященный геологии Западной Сибири: мы продолжаем публикацию серии статей “Геология Западной Сибири” – замечательного исследования Грэма Блэкберна, уже давно сотрудничающего с нашим журналом. Я надеюсь, что вам понравится этот выпуск журнала ROGTEC и я, как всегда, буду счастлив обратной связи с вами.

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

Еще один примечательный материал в этом номере журнала посвящен называемому флагманским для российской Арктики проекту Штокман; в нем рассматривается, с какими уникальными экологическими трудностями приходится столкнуться при реализации проекта, и какие меры предпринимает компанияоператор для обеспечения безопасности морских

10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Системы бурения «Бейкер Хьюз» экономят дни, а не часы

Вертикальное, наклонное и горизонтальное бурение. Эффективные и быстрые спуско-подъемные операции. Система AutoTrak Curve позволяет успешно ™

и безопасно осуществлять интенсивный набор угла из вертикальной траектории и обеспечивает эффективное вскрытие коллектора с высокой механической скоростью для максимальной

600

Скважина, пробуренная с помощью системы AutoTrak Curve

1,200

Глубина по стволу (м)

На одной из последних скважин, где применялась система AutoTrak™ Curve, вертикальный, наклонный и горизонтальный участки скважины были пробурены за один рейс, что позволило сократить срок строительства на два дня по сравнению со средними показателями соседних скважин.

Скважина, пробуренная с помощью другой системы

1,800

2,400

3,000

8.47 сут 4 069,5 м

3,600

4,200

5.95 сут 4 019,7 м 0

быстрее на 2 суток

Время бурения (сут)

bakerhughes.com/autotrakcurve

отдачи пласта. После вскрытия пласта проводка ствола осуществляется по его самым продуктивным участкам благодаря уникальной способности инструмента контролировать направление бурения с помощью системы с тремя отклонителями. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 11

Editors Notes EDITORSNOTES EDITORS Dear Readers, Welcome to issue 28 of ROGTEC Magazine. As usual with our first issue of the year, and looking forward to the arctic shows we will be attending in March and April, we focus on the development of this important area. Our offshore editor, Mark Thomas, looks at how attitudes are thawing towards the development of this environmentally sensitive area and what the future holds for both Russian and Western companies. We also have a great piece by Rosneft looking at Arctic construction ooffshore and what methods they use to determine the best course of action. What is becoming increasingly clear is that the industry has very little experience to draw upon in terms of building equipment to withstand the ultra extreme environments of the arctic and investments need to be made in to new technologies to ensure exploration, production and transportation of oil and gas run smoothly and safely in the future.

the exploration front, we look at the geology of Western Siberia, continuing to run excerpts from â&#x20AC;&#x153;The Geology of Western Siberiaâ&#x20AC;?, a fantastic study by long term contributor Graham Blackbourn. I hope you enjoy this issue of ROGTEC Magazine and as always am happy to receive your feedback.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

Described as the flagship project of the Russian Arctic, we have a great piece from Shtokman Development AG examining the unique environmental challenges faced and what thery are doing to ensure the safety of marine life and the marine ecosystem. Our popular technology roundtable feature this issue focuses on the challenges faced when exploring the arctic. We put key questions to PGS, ION, Schlumberger SIS and Geotech Holdings and spark debate on the latest technologies that are available in this sector. Also on

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ

Проблемы обустройства морских месторождений российской Арктики

Challenges in Developing the Russian Arctic М.А. Кузнецов, К.К. Севастьянова, С.А. Нехаев, П.В. Беляев, П.А. Тарасов, к.ф.-м.н. ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»

M.A. Kuznetsov, K.K. Sevastyanova, S.A. Nekhaev, P.V. Belyaev, P. A. Tarasov, Ph.D. Ph&M LLC RN-SakhalinNIPImorneft

Введение ОАО «НК «Роснефть» владеет рядом лицензий на разработку месторождений континентального шельфа РФ, в том числе в арктическом и субарктическом регионах. К основным потенциальным сложностям реализации проектов в Арктике относятся слабо развитая инфраструктура, сложные природноклиматические условия, в том числе присутствие льда и ледовых образований в акватории, непростые грунтовые условия, затруднение транспорта углеводородного сырья, высокие экологические риски вследствие роста потенциальных негативных последствий при разливах во время добычи и транспорта углеводородов и др.

Introduction Rosneft owns a number of licenses for developing Russian continental shelf deposits, including those located in the arctic and subarctic regions. Among the principal difficulties related to the execution of projects in the Arctic is the underdeveloped infrastructure, severe climatic conditions, including presence of ice and ice formations offshore, difficult soil conditions, complexities of oil and gas transportation and environmental risks, among others.

Большая часть проектов в условиях российской Арктики не имеет действующих прямых аналогов в мире, поэтому освоение данного региона требует развития новых технологий и учета накопленного опыта. В работе рассмотрены основные аспекты мирового опыта выполнения проектов обустройства морских месторождений в схожих условиях и факторы, повлиявшие на успешность их реализации.

14 ROGTEC

For most projects located in the Russian Arctic there are no real direct comparisons anywhere in the world, and therefore resource development in this region requires the development of new technologies and bringing together the accumulated arctic experience. Present report reviews the basic aspects of international experience related to development of offshore fields in similar conditions and factors that contributed to their successful implementation. Experience of Offshore Projects in Developed Regions Currently, the main centers of offshore activity are the Gulf of Mexico, North Sea and coastal areas of Africa, Brazil and South-East Asian states (Indonesia, Malaysia primarily). www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

Рассмотрим несколько ключевых вопросов, решение которых важно для рентабельного и безрискового выполнения проекта. Выбор концепции Основная задача проектирования на стадии выбора концепции – определение оптимального типа морских нефтегазодобывающих сооружений (МНГС) для заданных условий. Эта задача является неоднозначной, особенно для новых регионов, таких как Арктика. Так, в качестве возможного плавучего сооружения для добычи на Штокмановском месторождении рассматривались танкер FPSO ледового класса, в том числе круглой формы (подобный выпускаемым Sevan Marine), ледостойкие модификации платформ типа TLP, SPAR, а также стальные ферменные и железобетонные оболочечные конструкции. На шельфе о-вов Ньюфаундленд и Сахалин можно наблюдать ситуацию, когда на соседних месторождениях в сходных условиях успешно эксплуатируются МНГС различного типа. Таким образом, выбор типа МНГС и оценка его применимости являются ключевой задачей проектирования обустройства морского промысла. Нормативная база Роль нормативной базы, как правило, состоит в www.rogtecmagazine.com

2,0

1,5

1,0

0,5

Канада - Canada

Шельф РФ - RF shelf

Нигерия - Nigeria

Бразилия - Brazil

Мексиканский залив Gulf of Mexico

Северное море (Великобритания) North Sea (UK)

0 Норвегия - Norway

Ярким примером служит реализация проекта Hibernia, когда в результате в целом логичной политики максимального задействования местных трудовых ресурсов к проектированию и управлению строительством железобетонной платформы нового типа был привлечен местный подрядчик. Это привело не только к затягиванию сроков, но и к угрозе срыва всего проекта. В результате реализация проекта была перепоручена норвежской компании с большим опытом работы [1].

2,5

Малайзия - Malaysia

Морская добыча в развитых нефтегазоносных регионах позволяет значительно ускорить процесс проектирования, строительства и установки сооружений, наиболее характерным примером является Мексиканский залив. Здесь используются во многом схожие сооружения и существующая инфраструктура. Тем не менее даже при реализации проектов в данных регионах часто отмечается затягивание сроков (30-50 % проектов морской нефтегазодобычи в зависимости от региона) и увеличение бюджета (рис. 1).

Offshore production in well-developed oil and gas regions fosters significant acceleration in the process of design, construction and installation of facilities; the most outstanding example of this being the Gulf of Mexico. The structures and existing infrastructure used here are very similar. Nonetheless, even in these areas delays in project execution are often noted (30-50% of offshore oil and gas projects depending on the region) as well as exceeding the budget figures (fig. 1). Затягивание сроков строительства, годы Construction timing delays in years

Опыт реализации шельфовых проектов в развитых регионах добычи В настоящее время основными центрами разработки и добычи в море являются Мексиканский залив, Северное море, а также районы побережий Африки, Бразилии, государств Юго-Восточной Азии (Индонезии, Малайзии).

Рис. 1. Средний период отсрочки начала добычи в действующих проектах для различных регионов (по данным IHS Herold) Fig. 1. Average production delay for existing projects in various regions (based on IHS Herold data) A good example of this is the Hibernia project. In order to comply with the company’s (quite logical) policy of using local labour resources, for the design and management of construction for a new type of gravity-based structure, a local contractor was engaged. This not only resulted in a significant delay, but almost jeopardized the entire project. Finally it was decided to bring in Norwegian experts to the project after which point the construction ran smoothly, on time, and on budget [1]. Below we review several key issues that need to be resolved in order develop projects such as these (mentioned above) both profitably and riskless. Selecting the Concept The first objective of the design and construction phase is to determine the best type of production facilities to use for the conditions at hand. This objective is ambiguous, especially for the new frontier regions such as Arctic. For example, over the last two decades the Shtokman gas field has had several suggested production units: an iceresistant FPSO, including round-shaped one (similar to those produced by Sevan Marine), ice-resistant versions

ROGTEC 15

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ упрощении и повышении надежности проектирования, согласования, строительства и эксплуатации месторождения. Одной из успешных практик является формирование нормативной базы в процессе и на опыте реализации пилотных проектов. Показателен опыт разработки норвежских стандартов [2], которые, как правило, регламентируют уровень безопасности сооружений, максимальные вероятности наступления событий, однако способы реализации и обоснования требуемых вероятностей жестко не закреплены, допускают определенную гибкость в выборе пути освоения месторождения. Очевидно, оператор заинтересован в максимально безопасном и предсказуемом освоении месторождения, кроме того, соблюдение стандартов поддерживается строгой, постоянно ужесточаемой системой штрафов за загрязнение окружающей среды. В результате компания Statoil зарекомендовала себя как высокотехнологичная компания, реализующая уникальные решения при добыче в условиях, близких к арктическим, экологически чистые бурение и добычу с рекордными коэффициентами извлечения нефти (КИН) по отрасли. Безопасность работ: причины типичных катастроф на шельфе Основными причинами аварий являются выбросы газа с дальнейшим возгоранием при строительстве скважин или взрывы, вызванные нарушением режимов эксплуатации оборудования для подготовки нефти и газа. Нередко причиной потери МНГС являются стихийные бедствия. При этом последствия для плавучих сооружений, как правило, более катастрофичны. Так, типичной ситуацией потери самоподъемной буровой установки является буксировка при плохих погодных условиях [3]. Несколько реже причиной аварии служат недоработки в конструкции МНГС. Часто это недооценка как усталостных нагрузок элементов плавучих сооружений (полупогружная платформа Alexander L. Kielard), так и усталостных нагрузок от периодического воздействия ломающегося льда (Бохайский залив [4]). В условиях Арктики большее значение приобретают внешние нагрузки на сооружения, поэтому надежность конструкции сооружения становится определяющим фактором безопасности промысла. Ошибки при проектировании платформы Типичной практикой строительства железобетонных оснований гравитационного типа на шельфе Норвегии являются сооружение части основания с нефтехранилищем в сухом доке с последующим выводом сооружения на глубоководную акваторию (фьорд) и возведение оставшихся шахт на плаву. Затем затапливают основание, монтируют верхнее строение и буксируют конструкцию на точку установки. В основании сооружения имеются

16 ROGTEC

of TLP and SPAR- type platforms as well as steel truss and reinforced concrete shell structures. For offshore Newfoundland and Sakhalin islands, in similar conditions, it is possible to observe that adjacent production fields in similar conditions successfully operate different types of production facilities. Therefore, selecting the type of offshore production facility and evaluation of its applicability is the key issue in designing an offshore oil and gas field. Regulatory Framework The function of the regulatory framework, as a rule, involves the facilitation and reliability enhancement of the design work, coordination, construction and operation of the project. During the development process the regulatory framework can be based on the similar pilot projects which have a proven track record. A good example is the development of Norwegian standards [2], which, as a rule, regulate safety levels for structures and risk factors that a given event will happen; however the methods of operation and substantiation required are not strictly regulated and allow for some flexibility when selecting the development methods. Apparently, the operator is interested in the safest and most efficient way to develop the field. Moreover, compliance with the standards is supported by strict and constantly tightening of the requirements for environmental protection. As a result of these standards, Statoil has proven itself to be a high-tech company implementing unique production solutions in conditions similar to the Arctic, conducting environmentally clean drilling and production with record-breaking oil recovery factors in the industry. Safety of Operations: Causes for Typical Accidents Offshore The principle causes of accidents are from well kicks or uncontrolled gas releases and the subsequent explosions. Often the causes for loss of offshore facilities are natural disasters. As a rule, the consequences for floating structures tend to be more catastrophic. For example most jack-up losses occur during transit (wet tow) during poor weather conditions [3]. Somewhat less commonly, offshore structure design defects can be the reasons for accidents. Sometimes these involve underestimating fatigue loads on floating structures (semi-submersible platform Alexander L. Kielard), as well as the fatigue loads caused by the recurrent influence of breaking ice (Bohai Gulf [4]). In Arctic conditions, external loads on the structures become of greater importance, and therefore the reliability of the structure’s design becomes a determining factor for operational safety. Platform Design Flaws The construction method for a Condeep platform (ferroconcrete gravity-based structures offshore Norway in depths ranging from about 100m to 300m) includes the dry-dock construction of the hull section including the oil storage tanks, subsequent towage of this structure into a deep-water zone (fjord) and the construction of the www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

Основные конструктивные особенности и преимущества • Улучшенная безопасность буровых работ и меньшее воздействие на окружающую среду • Непревзойденный уровень надежности • Большая продуктивность • Сокращение эксплуатационных затрат

Технология Dopeless® Испытанная. Эффективная. Экологичная. На протяжении последних девяти лет, эффективность технологии Dopeless® была подтверждена в самых различных условиях бурения во всем мире. Многофункциональное покрытие наносится на трубные соединения в контролируемых промышленных условиях наших заводов, делая их готовыми к использованию без применения резьбовой смазки. Результат – повышенная безопасность работ и меньшее воздействие на окружающую среду, более быстрое и надежное свинчивание и меньшее повреждение продуктивного пласта. Продукты Dopeless® изготавливаются на специализированных производственных линиях с использованием передовых систем контроля качества. Техническое сопровождение наших продуктов обеспечивается развитой сетью ремонтных мастерских, полевого сервиса и групп технической поддержки.

Технология создающая разницу

www.tenaris.com/tenarishydril

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ большие цилиндрические нефтехранилища, которые используются как для хранения нефти, так и для обеспечения плавучести до установки на точку. Железобетонное основание платформы Sleipner-A в 1991 г. затонуло при плановом погружении в доке для монтажа верхнего строения. К тому времени норвежские компании имели 20-летний опыт разработки подобных конструкций, платформа была 12-й среди аналогичных норвежских проектов и имела относительно скромные размеры (глубина моря – 83 м против 217 м у реализованного к тому времени проекта Gullfaks-C). Причиной аварии послужило разрушение нефтехранилища, вызванное избыточным давлением из-за значительного перепада высот (более 60 м) столба жидкости между цилиндрами нефтехранилища и полостями в узлах соприкосновения цилиндров, имеющими прямой контакт с внешней средой. Вследствие ошибки в проекте конструкции были недооценены сдвиговые нагрузки в узлах. Оценочно ущерб составил около 200 млн. долл. США из-за потери конструкции и 500 млн. долл. США из-за срыва планов по добыче. По результатам расследования различные авторы выделяют следующие причины возникновения ошибки в проекте [5, 6]. 1. К началу реализации проекта норвежские компании перешли от применения полуаналитических средств (в первых проектах) к проведению всего цикла численных расчетов на ЭВМ. При этом в программных продуктах использовались устаревшие алгоритмы, которые в сочетании с неверной разбивкой сетки моделирования привели к занижению нагрузки в 2 раза. 2. Запасы прочности при проектировании и строительстве были минимальными. Отчасти это было обусловлено необходимостью соблюдения характеристик плавучести, отчасти – недостатками расчета (арматуру достаточно было удлинить всего на 0,5 м). В результате были сделаны следующие выводы:

» использование стягивающих скоб необходимо везде, где возможно возникновение нагрузок на растяжение и сдвиг; » вне зависимости от сложности конструкции необходима верификация численных расчетов полуаналитическими методами, как для подтверждения полученных результатов, так и для понимания причины возникновения критических областей в конструкции; » применявшаяся дорогая и формализованная система менеджмента качества оказалась неспособной выявить ошибки, допущенные в процессе проектирования.

18 ROGTEC

remaining cells’ shafts which will support the deck and provide conduits for the drilling and the oil pipes whilst afloat. The foundation is then submerged, the top deck is mated and the entire construction is towed to the installation point. The gravity based structure has cylindrical crude oil storage tanks which is used to store oil and to provide bouyancy of the structure before its final installation. The ferroconcrete foundation of the Sleipner-A platform sunk during its planned submersion in the dock for topside installation. By that time, Norwegian companies had 20 years of experience in the design of such structures and this platform was the 12th among similar Norwegian projects; it was also relatively small (water depth at 83m as opposed to 217m with Gullfaks-C project which had been successfully executed by that time). The reason for the degradation of the oil storage cell caused by an excessive pressure drop due to elevation difference (over 60 m of water) of the liquid column between hollow cells and tricell joints formed by the intersections of the individual cells. Due to an error in the construction design, shear loads in the junction areas were underestimated. The damages comprised of about 200 million US dollars for loss of the structure and 500 million US dollars for interrupted production plans. Based on the investigation results, various authors indicate the following causes for the error in this project [5, 6]. 1. When the project was started, Norwegian companies had made the transition from using semi-analytic instruments (in the first projects) to making the entire calculation using computers models. However, the computation process had utilized some outdated algorithms and provisions, which in combination with insufficient meshing near the critical elements, had led to the critical loads being underestimated by a factor of 2. 2. Degrees of safety during the design and construction phase appeared to be minimal. In some part, this was due to the necessity of maintaining the floatability features, and in other parts – with flaws in the calculation (it would have sufficed having the reinforcement bars only 0.5 m longer). As a result, the following conclusions were made:

» when designing for shear, it is prudent to be generous with the use of stirrups;

» regardless of the structure complexity, calculations must be verified using semi-analytic methods both to check the computer results and to improve the engineers’ awareness of the critical design issues;

» the expensive and formalized quality management system that was used turned out to be unable to detect errors which were made during the design process. www.rogtecmagazine.com

CMY

ARCTIC DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ Аварии при бурении, добыче, эксплуатации оборудования платформ Не раз отмечалось, что для успешной эксплуатации платформы даже в освоенных регионах с использованием типовых МНГС и схем подготовки необходим высококвалифицированный персонал. С одной стороны, имеются примеры, когда изза недостаточного понимания интегрированной схемы подготовки нефти на платформе в нее вносились оперативные изменения (для «увеличения производительности»), которые служили причиной взрывов, в частности, вследствие превышения предельного давления на последней ступени сепарации. Так, одна из крупнейших в отрасли катастроф на платформе Piper Alpha стала следствием недоработок в системе запуска оборудования, непродуманных инструкций, например, фактически запрещающих останавливать добычу [7]. С другой стороны, после выброса газа на платформе Snorre-A в Норвежском море выход из нештатной ситуации был найден в результате грамотных действий персонала, пусть и вопреки инструкциям. Платформа была спасена благодаря повторному запуску системы энергообеспечения, хотя это и было запрещено регламентом по безопасности, после чего был подготовлен раствор и заглушена скважина [8]. Нередко причиной аварий являются нефтегазовые выбросы при строительстве скважин, геодинамические факторы, такие как проседание морского дна в ходе выработки залежи, оползни придонных слоев грунтов, землетрясения [9]. Например, на месторождении Ekofisk из-за неполного поддержания пластового давления произошло проседание морского дна до 6 м, приведшее к значительным технико-экономическим последствиям. Оценка технической реализуемости, использование апробированных решений Апробированность часто является главным аргументом для выбора типа конструкции МНГС. Как отмечается в отчетах консорциума Deepstar [10], большинство новых решений, хотя и выглядит технически обоснованным, не применяется компаниями-операторами, так как по факту (статистически) не является апробированным. При этом консорциум Deepstar одной из важнейшей задач внедрения инноваций считает проведение опытно-промышленных работ для апробации отдельных элементов конструкции и перекрестных лабораторных испытаний. За исключением единичных мировых проектов для месторождений арктического шельфа РФ отсутствуют прямые аналоги, а следовательно, и достаточно апробированные решения. Очевидно, что в ближайшем будущем можно ожидать новый виток в развитии шельфовых технологий.

20 ROGTEC

Accidents During Drilling, Production and During the Use of Platform Equipment It has repeatedly been noted that a successful platform operation, even in regions where typical offshore rigs and treatment facilities are used, requires highly qualified personnel. On one hand, there are instances when insufficient understanding of integrated oil and gas treatment facilities led to alterations which later resulted in explosions, particularly those caused by exceeding pressure limits at the last stage of separation. One of the largest accidents in the industry took place on the Piper Alpha platform and was caused by defects in the equipments launch system along with bad guidelines, e.g. those that did not cut off the supply of production gasses [7]. On the other hand, after a gas release on the Snorre-A platform offshore Norway, a similar disaster was averted thanks to the proficient actions of the crew – although these actions were contrary to the actual guidelines. Violating several safety regulations, they restored main power and made several attempts to mix and pump drilling mud before finally killing the well. [8] Accidents are often caused by oil and gas blowouts during well construction, geodynamic factors such as the subsidence of the ocean floor during reservoir production, sliding layers of the sea floor and earthquakes [9]. For instance, at the Ekofisk field, due to the absence of proper reservoir pressure maintenance, the sea floor subsided 6 meters, which lead to some major technical and economic consequences. Assessing Technical Feasibility by Using Proven Solutions Often the main argument for selecting the correct type of offshore structure type is its proven track record. As noted in reports from the Deepstar consortium [10], the majority of new solutions, although they look technically substantiated, are not used by the operators because in fact (statistically) their operation had not been proven. With that in mind, the Deepstar consortium considers it as one of the most important objectives to run experimental pilot projects to test the effectiveness of new technology in this area. With the exception of a few individual international projects, Russian Arctic offshore deposits have no direct analogues, and therefore no proven solutions. In the nearest future, one could reasonably expect new developments in offshore arctic technologies. Analyzing Regional Infrastructure When it comes to the development of oil and gas fields in deep-water offshore arctic, most large companies use the following strategy: stage-to-stage study, gradual penetration into the region, creating of integrated production gathering systems. During information accumulation regional production complexes are formed. Some companies prefer a dominating presence in a www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT Анализ инфраструктуры региона Большинство крупных компаний при освоении труднодоступных нефтегазовых активов глубоководного и арктического шельфов применяет следующую стратегию: стадийное изучение, постепенное вхождение в регион и в процессе накопления информации создание единых систем сбора продукции, территориально-производственных цепочек с учетом регионального рынка. Некоторые компании предпочитают наиболее полное присутствие в ограниченном числе регионов нефтедобычи, чтобы управлять их развитием. При этом типичная стадийность освоения регионов выглядит следующим образом: берег–>мелководье/транзитная зона–>большие глубины моря/большие глубины залегания и т.д. Например, на мелководье моря Бофорта используются общие элементы обустройства с месторождениями на суше (система нефтесбора, компрессоры Prudhoe Bay). На территории России освоение залежей Печорского моря, Обской и Тазовской губ, Приямальского шельфа является прямым продолжением деятельности на суше. Таким образом, в анализ проекта должна входить оценка инфраструктуры и возможностей производства в регионе и стране. Например, использование железобетонных оснований МНГС на шельфе Норвегии являлось, скорее, политическим решением, имеющим цель оставить

limited number of oil producing regions so they can manage their development closely. With that in mind, typical staging of regional development is as follows: onshore -> shallow water/transition zone -> deep sea ->deep reservoir deposition etc. For example, deposits in the shallow waters of the Beaufort Sea share part of surface facilities with onshore production (oil gathering system, compressors at Prudhoe Bay). In Russia, development of reservoirs in the Pechora Sea, the Ob and Taz Bay fields and offshore Yamal could be considered as an extension of onshore activity. Therefore, project analysis should include assessment of infrastructure and opportunities for production in the region and in the country. For instance, using the concrete structures offshore in Norway was more of a political decision, aimed at keeping contract work within the country. This finally contributed to economical and technological development of the country, and the country was able to train its own experts to a world-class level. At the same time, the construction of floating production and storage facilities allows the operator to be less attached to the production region. When reviewing the scenario of having the facilities manufactured abroad, it is necessary to analyze the

Âàøè áóðèëüíûå òðóáû çàñëóæèâàþò ëó÷øåãî! Ñïëàâû

Duraband NC ® Tuffband NC

POSTLE INDUSTRIES, INC

Øòàá-êâàðòèðà â ÑØÀ: ã. Êëèâëåíä, øòàò Îãàéî sparky@postle.com Òåë. 216-265-9000

äëÿ ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ Ïðîâåðåííûé âðåìåíåì âûáîð îïåðàòîðîâ ïðîìûñëîâ, áóðîâûõ ïîäðÿäíûõ ôèðì è êîìïàíèé, ñäàþùèõ îáîðóäîâàíèå â àðåíäó

Åâðîïà/Ðîññèÿ/Çàïàäíàÿ Àôðèêà: Êîëèí Äàôô colin.duff@hardbandingsolutions.com Òåë. +44 774 746 8345

• Íå ïîäâåðæåíû ðàñòðåñêèâàíèþ • Ñïîñîáñòâóþò ñîõðàíåíèþ îáñàäíûõ êîëîíí • 100% ðåìîíòîïðèãîäíîñòü • Ñåðòèôèêàöèÿ ïî ôîðìå NS-1™

www.hardbandingsolutions.com

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ international shipbuilding market. Presently about half of the world’s tanker fleet is manufactured in South Korea. At the same time, the situation is not static: development of new technical solutions is possible as well as a drastic change in structure and geography of the production centers. For instance, China’s share of the shipbuilding market is growing (see fig. 2).

заказы в тогда еще слабо развитом регионе. Это способствовало экономическому и технологическому развитию страны, были подготовлены собственные эксперты мирового уровня. В то же время строительство плавучих сооружений менее привязано к региону добычи. При рассмотрении сценария строительства сооружений за рубежом необходим анализ мирового рынка судостроения. В настоящее время около половины мирового танкерного флота производится в Южной Корее. Вместе с тем ситуация не является статичной: возможны как разработка новых технических решений, так и кардинальное изменение в структуре и географии центров производства. Например, возрастает доля участия Китая (см. рис. 2).

Global Experience of Arctic Conditions One of the basic distinctive features related to most Russian arctic shelf areas is the presence of ice – ice loads which in most cases determine the entire development concept along with requirements for increased investment (imposed by ice-resistant type of structure) and operational expenditures (need for ice management).

Великобритания - UK Европа - Europe

Южная Корея - South Korea Китай - China

2000

1990

1980

1970

1960

1950

1940

США - USA Япония - Japan

Прочее - Others

Рис. 2. Динамика доли производства в мировом судостроении [11] Fig. 2. Historical development of production volume of ships by country [11]

Отличительные особенности таких шельфовых проектов: » проблема повреждения ледовыми образованиями расположенных на дне или заглубленных в грунт подводных трубопроводов, кабелей или добывающих комплексов; » удаленность от инфраструктуры и рынков сбыта, затрудненный транспорт; » необходимость эксплуатации при низких температурах, проблема обледенения элементов конструкции верхнего строения платформы или элементов судна; » наличие подводных многолетнемерзлых пород, газогидратов; » вопросы экологической и промышленной безопасности, в том числе ликвидации разливов нефти и эвакуации персонала в ледовых условиях Арктики. Очевидно, для участков российского шельфа, которые являются уникальными по гидрометеорологическим условиям, исследования и

22 ROGTEC

1930

Реализованных и находящихся в стадии завершения проектов строительства нефтегазодобывающих сооружений в Арктике или в схожих условиях – единицы (платформа «Приразломная», Hibernia, Terra Nova, Сахалин-1, 2, проекты в море Бофорта).

1920

Доля производства, % Production share, %

Мировой опыт выполнения проектов в условиях, близких к арктическим Одним из основных отличий большинства 100 участков шельфа РФ является присутствие льда – ледовых нагрузок, которые 75 в большинстве случаев определяют выбор концепции освоения, увеличение 50 как капитальных вложений (диктуемое ледостойким типом сооружения), так и 25 операционных затрат (необходимость контроля ледовой обстановки). 0

There are very few oil and gas producing facilities in the Arctic or in similar conditions that are either completed or nearing completion (“Prirazlomnaya” platform, Hibernia, Terra Nova, Sakhalin-1, 2, projects in the Beaufort Sea). The peculiarities of these offshore projects are: » the threat of ice features damaging deepwater pipelines, cables or subsea production systems, either located on the sea floor or buried into the seabed;

» remoteness from infrastructure and market outlets, and difficulties in transportation; » having to operate at low temperatures, icing problems; » presence of sub-aquatic permafrost, gas hydrates; » issues related to environmental and industrial safety, including oil spill response and escape, evacuation and rescue operations in Arctic ice laden waters. The zones in the Russian shelf, which are unique by their hydrometeorological conditions, research and pre-design studies must be done in advance. www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT предпроектные проработки должны проводиться со значительным временным запасом. Проблемы оценки ледовых нагрузок Недостаточность изученности взаимодействия льда и ледовых образований с морскими сооружениями, параметров ледяного покрова привела к тому, что промышленная разработка месторождений в море Бофорта в начале 70-х годов XX века оказалась нерентабельной и их освоение было отложено на 30 лет [12]. Дальнейшие исследования показали, что расчетные ледовые нагрузки были завышены в 15 раз, в то время как использование более реалистичных значений могло уже тогда сделать освоение региона целесообразным. Для правильной оценки рисков столкновения добывающих платформ с айсбергами компанией Mobil с 80-х годов XX века были проведены научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы, включающие аэрофотосъемку и спутниковые наблюдения с целью определения размеров айсбергов, встречающихся в регионе. Впервые в мире были выполнены натурные эксперименты по столкновению с айсбергами. В результате была создана модель столкновения, разработан ряд стандартов, а консервативные оценки глобального давления при соударении 6 МПа, использовавшиеся в проекте Hibernia, были уточнены в меньшую сторону (1,5 МПа) для проекта Hebron [13]. Тем не менее консолидированной позиции по выбору расчетных методов нет. В настоящее время результаты расчета по различным принятым в мире методикам расходятся более чем в 10 раз. В последние годы велась активная работа по созданию документа, включающего существующие наработки ледотехники. Так, недавно был принят стандарт ISO 19906, в котором ряд вопросов все еще остался рассмотренным на уровне оценок: например, методы расчета нагрузок на сооружение от торосов, взаимодействие с сооружениями, имеющими коническую форму основания. В любом случае для существующих и предлагаемых концепций сооружений требуются уточнение, доработка, разработка новых расчетных методов. В связи с этим при проектировании уникальных объектов по требованиям СНиП создаются специальные технические условия (СТУ), включающие теоретическую базу, обоснование методов расчетов, рекомендуемые методы аналитических оценок. Разработка СТУ основывается на теоретическом анализе, численном и физическом моделировании. На разных стадиях реализации проекта требуется различная точность расчетов. Для условий арктического шельфа на предварительных стадиях целесообразно задаться вопросом о технической www.rogtecmagazine.com

Ice Load Assessment Problems A lack of understanding of the interaction mechanism of ice and ice features with offshore facilities was the main reason why development of the Beaufort Sea was seen uneconomical in the 1970’s and postponed for 30 years. [12]. Further studies indicated that estimated ice loads were overestimated by a factor of 15, while using the more realistic values could have made the development of the region economically viable at that time. With the aim of correct risk evaluation related to iceberg collisions with offshore production platforms, Mobil has been running scientific research and experimental design works since the 1980s, which includes aerial photography and satellite monitoring to determine the size of the icebergs encountered in the region. The first ever iceberg impact experiments were carried out. As a result, an improved understanding of ice mechanics and failure processes have led to an improved basis for global design loads, while conservative estimates of iceberg pressure on large contact areas at 6 MPa, which were used in the Hibernia design basis, were reduced to a lower figure (1.5 MPa) for the Hebron project [13]. Regardless of these findings, until now there is no common view on calculation methods. Currently, calculation results based on various internationally accepted methods still vary by as much as 10 times. In recent years, there has been a lot of activity on the elaboration of a document, which would harmonize and update existing regional and national codes in the ice-strengthened facilities. An ISO 19906 standard was recently adopted, where a number of issues are still considered to be only estimates, for example the methods of calculating global loads from ice ridges, interaction with cone-shaped structures. In any case, the existing and proposed structure concepts require rectification, adaptation and new calculation methods. As a result of this project-specific design codes are developed for use during the design of unique objects. These include theoretical basis with analytical estimations, numerical and physical modeling. Different stages of each project require different levels of precision. For conditions in the Arctic offshore at the preliminary stages it is appropriate to pose the question of the technical feasibility of the project and the possibility of constructing the selected type of platform under existing conditions. The accuracy of project’s economic assessment in this case greatly depends on how carefully the technical feasibility is conducted. Existing software for technical and economical estimates (Que$tor, Oil and Gas Manager) use very

ROGTEC 23

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ реализуемости проекта – возможности строительства выбранного типа платформы в заданных условиях. Точность экономической оценки, рентабельность проекта в данном случае во многом зависят от его технической проработанности.

simplified models and economic evaluations based on statistical data, primarily obtained from projects executed in the southern seas. Obviously, accuracy of such an estimate doesn’t exceed the validity of the technical solution, which is implied when one uses the given correlation.

Существующие программные продукты техникоэкономического анализа (Que$tor, Oil and Gas Manager) используют очень упрощенные модели и экономическую оценку на основе статистических данных, полученных преимущественно в результате реализации проектов в южных морях. Очевидно, точность такой оценки не может превышать уровень проработки технического решения.

In conclusion, it should be noted that a partial alternative to ice-resistant offshore structures would be to develop the deposit without a surface production platform. A prototype of such a solution in the Northern Sea is the Snohvit gas project as well as some prospective projects in Ob and Taz Bay where subsea production systems are planned. Ice Management The following works could be applied to ice management: » regulation of ice conditions and reduction of ice load to offshore facilities and tankers during drilling & production operations and offloading of hydrocarbons into tankers;

В заключение следует упомянуть, что частичной альтернативой ледостойким морским сооружениям является бесплатформенное освоение. Прототип подобного решения в Северном море – газовый проект Snohvit, в Обской и Тазовской губе – перспективные проекты освоения с помощью подводных добычных комплексов.

» ensuring navigation of vessels and tankers in difficult ice conditions; » sustaining required ice conditions in harborage area;

Контроль ледовой обстановки К контролю ледовой обстановки (ice management) можно отнести следующие работы: » регулирование ледовой обстановки и снижение ледовой нагрузки на МНГС и танкеры на этапах бурения, эксплуатации, отгрузки в танкеры; » обеспечение прохождения судов и танкеров в сложных ледовых условиях; » поддержание требуемых ледовых условий в акватории порта; » поддержание судоходных каналов.

В условиях Арктики дополнительную сложность для контроля ледовой обстановки представляют неразвитость систем мониторинга и необходимость работы в условиях полярной ночи. Поэтому важно развивать такие направления, как комплексный мониторинг ледовой

24 ROGTEC

For quite a while it was mistakenly believed that iceclass supply vessels could be used for ice management purposes. However, these ships alter their routes and their speed in difficult zones, while vessels used for offshore projects must be able to handle any ice that comes near a drilling rig or platform (including breaking ice formations and altering iceberg courses). Максимальная нагрузка, МН Maximum load, MN

Вероятность, год-1 Probability, year -1

Долгое время ошибочно считалось, что суда снабжения ледового класса, предназначенные для транзита в определенных ледовых условиях, можно использовать для работ по контролю ледовой обстановки. Однако такие суда изменяют маршрут следования и скорость прохождения сложных участков, в то время как суда, используемые в проектах на шельфе, должны обрабатывать весь лед, подходящий к буровой установке или платформе (раскалывать ледовое образование или изменять курс айсбергов).

» maintenance of navigation channels.

0,1

0,01

0,001

0,0001

0,00001 0

100

200

300

400

500

600

700

800

Рис. 3. Пример расчета рисков возникновения глобальных нагрузок от столкновения с айсбергом с учетом контроля ледовой обстановки (1) и без него (2) на шельфе о-ва Ньюфаундленд [13] Fig. 3. An example of risk calculation for global loads from a collision with an iceberg, inclusive of ice management (1) and exclusive of it (2) offshore Newfoundland island [13]. www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT обстановки в районах добычи и транспортных путей; спутниковый мониторинг; обеспечение качественными спутниковыми данными по участкам с регулярностью один раз в сутки; буксировка и отклонение айсбергов при одновременном наличии айсбергов и ледовых полей (сложные ледовые обстановки); технологии идентификации многолетних льдов. В настоящее время имеются оценки вероятности событий и способы пересчета с учетом и без учета контроля ледовой обстановки [15], выполняются работы по введению факторов контроля и управления ледовой обстановкой в алгоритмы оценки предельных нагрузок и поведения сооружения в расчетных случаях (рис. 3). Бурение в ледовых условиях Строительство скважин в ледовых условиях при незначительных подвижках льда не представляет сложной проблемы и может осуществляться со льда или ледовых островов, как, например, на шельфе Канадского Арктического Архипелага, и с вмороженных в припай судов. В случае значительных подвижек льда и малых глубин (десятки метров) существует успешный опыт проведения работ с буровых установок, имеющих основание кессонного типа. Промышленное внедрение таких гравитационных платформ было начато в море Бофорта, а затем продолжено на шельфе о-ва Сахалин в Охотском море. На стадии разработки находятся проекты создания ледостойких буровых установок для круглогодичного проведения работ на шельфе о-ва Сахалин и в арктических морях. С конца 70-х годов ХХ века в море Бофорта при поддержке ледоколами осуществляется бурение с заякоренных буровых судов. Используемая система заякорения позволяет быстро отсоединять сооружения. Буровые суда Canmar (всего выпущено четыре модификации) изначально предназначались для бурения на открытой воде в море летом и ранней осенью, с введением контроля ледовой обстановки эксплуатационный период был продлен. Система динамического позиционирования, позволяющая менять направление корма – нос против направления дрейфующего льда, была апробирована на одном из поколений данной серии, и была непрактичной ввиду малых глубин в районе проведения работ (от 20 до 50 метров). Указанные суда рассчитаны на небольшую ледовую нагрузку (около 1 МН). Для сравнения кессонные конструкции моря Бофорта спроектированы на нагрузки до 1000 МН. Плавучая буровая установка Kulluk, построенная в 1982 г., имела более высокий ледовый класс и представляла собой принципиально новую конструкцию: симметричное, с обратно наклоненными поверхностями сооружение. Данная форма сооружения ломает дрейфующий www.rogtecmagazine.com

An additional difficulty for ice management in Arctic conditions is underdeveloped monitoring systems and having to operate in polar night conditions. Therefore it is important to develop such aspects as complex monitoring of the ice conditions near the production areas and transport routes; satellite monitoring; regularly providing quality satellite data for the production zones (once per day); towage and deviation of icebergs during the combined presence of icebergs and ice floes (difficult ice conditions); and technologies to identify multi-year ice. Currently, there are probability calculations based on methods with and without the consideration of ice conditions [15], and works are underway on the implementation of control and ice management factors into the critical load estimation algorithms and the structure’s behavior for predicted events (fig. 3). Drilling in Ice Conditions Well construction in ice conditions where there is little ice movement does not present a big problem and can be done from the ice or from ice islands, as is the case with the Canadian Arctic Archipelago, as well as from vessels frozen into the coastal ice belt. In cases where there is significant ice movement and low sea depths, caisson-based rigs have proved successful. Commercial implementation of such gravity-based platforms began in the Beaufort Sea and then continued in Sea of Okhotsk offshore Sakhalin island. Design projects for ice-resistant drilling rigs for yearround operations offshore Sakhalin and in Arctic seas are currently underway. Since late 1970’s, drilling operations have been carried out from moored drilling rigs in the Beaufort Sea, with the support of ice-breakers. The mooring system that are used allow for fast disconnection of the facilities. Canmar drilling vessels (a total of 4 configurations were released) were initially meant for drilling in open waters in the summer and early fall, but upon introduction of ice management systems, the operational period was extended. Dynamic positioning was attempted by one of these drill-ships but was found operationally impractical, due to the shallow water depths (20m to 50m). These vessels are designed for small ice loads (about 1 MN). As a comparison, caisson structures in the Beaufort Sea were designed to withstand up to 1000 MN loads. The Floating drilling rig Kulluk, constructed in 1982, had a higher ice class and represented a principally new type of structure, being symmetric, backsloped structure. This shape of the structure breaks drifting ice by guiding it down and bending. The unit can operate in depths up to 100m. It was successfully used until the early 1990s and recently, after a 13 yeas out of service, was reintroduced. Ice conditions during core sampling from the Lomonosov Ridge near the North Pole in 2004 were the most difficult; vessel positioning on fixed point was used. Drilling was

ROGTEC 25

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ done from the refitted ice breaker, Vidar Viking, which was escorted by the Soviet Union and Oden icebreakers.

лед, направляя его вниз и изгибая. Установка может работать на глубинах воды до 100 м. Она успешно использовалась до начала 90-х годов ХХ века и недавно, после 13-летнего перерыва, была снова введена в эксплуатацию. Ледовые условия во время взятия образцов грунта в районе Северного полюса на Хребте Ломоносова в 2004 г. были самыми тяжелыми, в которых использовалось позиционирование судна на точке. Бурение велось с переоборудованного ледокола Vidar Viking, в сопровождении ледоколов «Советский Союз» и Oden.

Отход от вертикали, км Horizontal displacement, km

Наибольшее распространение для освоения шельфовых месторождений получило бурение с большим отходом от вертикали. Технология особенно перспективна для освоения арктического шельфа Российской Федерации, так как позволяет охватить бурением со стационарной платформы больший участок или осваивать участок с берега, с искусственных островов без дорогостоящего ледостойкого МНГС. На рис. 4 приведена динамика увеличения максимального отхода от точки установки бурового станка. Для морских месторождений все рекордные показатели наблюдались при бурении со стационарных платформ, хотя и в широком диапазоне глубин (30-330 м).

Extended-reach drilling has become the most widely used method in offshore deposit development. This technology has the highest potential for development of the Russian Arctic shelf because it allows drilling over a large area from a stationary platform onshore and from artificial islands without the use of expensive ice-resistant offshore platforms. Figure 4 demonstrates the dynamics of maximum reach from the drilling rig installation point. The industry records offshore were achieved while drilling from stationary platforms, although those pertained to a wide range of depths (30-330 m).

18 15

0 1980

1990

2000

Бурение с суши и островов Drilling from land and from islands

2010

2020

Бурение с платформ Drilling from platforms

2030

2040 Прогноз Forecast

Заключение Рис. 4. Динамика максимальных отходов от вертикали при бурении Приведенные в статье ключевые проблемы, Fig. 4. Industry records for extended reach drilling препятствующие началу разведки и разработки перспективных участков Conclusions арктического шельфа или откладывающие их, требуют Having reviewed the key challenges faced when комплексного подхода к решению. Необходимо developing arctic oil and gas fields in this article, it is создание нормативной базы, регламентирующей clear that a comprehensive approach is required. It процессы проектирования, согласования, is necessary to draft the regulatory framework, which строительства и эксплуатации МНГС в этом регионе. would govern the design, coordination, construction Отраслевые стандарты, основанные на опыте западных and operation processes of the offshore facilities in компаний, в большей степени ориентированы на this region. Industry standards based on experience главные шельфовые регионы мира и не подходят worldwide are guided more by the principal offshore для арктических условий. Как показали результаты regions of the world and are not necessarily applicable реализации одного из наиболее передовых проектов for Arctic conditions. As was demonstrated by the на шельфе Арктики – строительства платформы results of one of the most advanced offshore Arctic «Приразломная», отсутствие опыта, нормативных projects – construction of “Prirazlomnaya” platform - a документов, отраслевых стандартов, необходимого lack of experience, regulatory norms, industry standards, оборудования и мощностей может привести к necessary equipment and capacities may lead to затягиванию сроков. В настоящее время необходимо significant delays. Currently, is important to work on key разрабатывать приоритетные вопросы и развивать issues that would improve technical solutions such as: ключевые направления, повышающие уровень » adaptation of existing technologies to Arctic conditions принятия технических решений: for development of offshore deposits; » адаптация существующих технологий к условиям » development and creation of new technologies; арктического региона для разработки шельфовых » complex analysis of hydrometeorological conditions; месторождений; » implementation of ice-technology programs. » разработка и создание принципиально новых

26 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT технологий; » комплексный анализ гидрометеорологических условий; » реализация ледотехнической программы. В ОАО «НК «Роснефть» ведутся проработки рассмотренных вопросов, в том числе в рамках выполнения целевых инновационных проектов. Список литературы 1. Fusco L. / Offshore Oil: An Overview of Development in Newfoundland and Labrador.// 2007. [Available at http:// www.ucs.mun.ca/~oilpower/pages/papers.html]. 2. Official standards website - Det Norske Veritas (DNV). [http://www.dnv.com/resources/rules standards]. 3. Santos R.S., Feijo L.P. / Safety Challenges Associated With Deepwater Concepts Utilized in the Offshore Industry.// Mine Safety (Springer Series in Reliability Engineering). – 2010. – Р.123-133. 4. Yue Q.J. and Bi X.J. /Ice-induced jacket structure vibrations in Bohai Sea. // J. of Cold Regions Engineering [ASCE], V.14, №2, P.81–92, 2000. 5. Collins M.P., Vecchio F.J., Selby R.G., Gupta, P.R. / Failure of an offshore platform // Canadian Consulting Engineer, v.41, №.2, 2000, P.43. 6. Wackers G. / Resonating Cultures. Engineering Optimization in the Design and Failure of the (1991) Loss of the Sleipner A GBS. // Research Report no. 32/2004. – Oslo: Unipub Forlag, 2004. 7. [Available at http://en.wikipedia.org/wiki/Piper_Alpha]. 8. Wackers G. and Coeckelbergh M. / Vulnerability and imagination in the Snorre A gas blowout and recovery. // World Oil: defining technology for exploration, drilling and production, V.229 №1, 2008. 9. Мельников Н.Н., Калашник А.И. Шельфовые нефтегазовые разработки западного сектора российской Арктики: геодинамические риски и безопасность//Газовая промышленность. – 2011. – № 661. – С. 46-55. 10. Deepstar Project. – [Available at http://www.deepstar.org]. 11. Torgeir Moan. / Marine structures for the future. // CORE Report No. 2003-01. 12. Ледотехнические аспекты освоения морских месторождений нефти и газа/Ю.Н. Алексеев и др. – Спб.: Гидрометеоиздат, 2001. 356 с. 13. Randell C., Ralph F., Power D, and Stuckey P. / Technological Advances to Assess, Manage and Reduce Ice Risk in Northern Developments // OTC 20264, 2009. 14. Ледяные образования морей Западной Арктики/под ред. Г.К. Зубакина. – СПб.: Типография ААНИИ, 2006. – 272 c. 15. Hamilton J. M., Holub C., Mitchell D. A., Kokkinis T. / Ice Management for Support of Arctic Floating Operations // OTC-22105, 2011. Статья была опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть», №3, 2011, стр. 18-24; ISSN 2074-2339. Публикуется с разрешения редакции. www.rogtecmagazine.com

The issues reviewed are being worked on at Rosneft and some of this work is done as part of targeted innovation projects. References 1. Fusco L. / Offshore Oil: An Overview of Development in Newfoundland and Labrador.// 2007. [Available at http://www.ucs.mun.ca/~oilpower/pages/papers.html]. 2. Official standards website - Det Norske Veritas (DNV). [http://www.dnv.com/resources/rules standards]. 3. Santos R.S., Feijo L.P. / Safety Challenges Associated With Deepwater Concepts Utilized in the Offshore Industry.// Mine Safety (Springer Series in Reliability Engineering). – 2010. – Р.123-133. 4. Yue Q.J. and Bi X.J. /Ice-induced jacket structure vibrations in Bohai Sea. // J. of Cold Regions Engineering [ASCE], V.14, №2, P.81–92, 2000. 5. Collins M.P., Vecchio F.J., Selby R.G., Gupta, P.R. / Failure of an offshore platform // Canadian Consulting Engineer, v.41, №.2, 2000, P.43. 6. Wackers G. / Resonating Cultures. Engineering Optimization in the Design and Failure of the (1991) Loss of the Sleipner A GBS. // Research Report no. 32/2004. – Oslo: Unipub Forlag, 2004. 7. [Available at http://en.wikipedia.org/wiki/Piper_Alpha]. 8. Wackers G. and Coeckelbergh M. / Vulnerability and imagination in the Snorre A gas blowout and recovery. // World Oil: defining technology for exploration, drilling and production, V.229 №1, 2008. 9. Melnikov N.N., Kalashnik A.I. / Offshore oil and gas development in the western sector of Russian Arctic: geodynamical risks and safety.// Gas industry. 2011. № 661. P. 46-55. 10. Deepstar Project. – [Available at http://www.deepstar.org]. 11. Torgeir Moan. / Marine structures for the future. // CORE Report No. 2003-01. 12. Alekseev Y. N., Afanas’ev V. P, Litonov O. E., Mansurov M. N., Panov V. V., Truskov P. A. / Ice technical aspects of developing sea oil and gas deposits. // SPb.: Gidrometeoizdat, 2001. 356 pgs. 13. Randell C., Ralph F., Power D, and Stuckey P. / Technological Advances to Assess, Manage and Reduce Ice Risk in Northern Developments // OTC 20264, 2009. 14. [under editorship of Zubakin G.K.] / Ice formations in Western Arctic seas. // SPb: AARI publishing house, 2006. 272 pgs. 15. Hamilton J. M., Holub C., Mitchell D. A., Kokkinis T. / Ice Management for Support of Arctic Floating Operations // OTC-22105, 2011. The article was published in the NR ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.3, 2011, pp.18-24; ISSN 2074-2339. Printed with permission from the Editorial Board.

ROGTEC 27

ШТОКМАН

Освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения: меры смягчения воздействия на окружающую среду

Developing Shtokman: Mitigating the Environmental Impact Марат Шарифуллин, заместитель технического директора по охране окружающей среды компании «Штокман Девелопмент АГ»

Marat Sharifullin, Deputy Technical Director for Environment, Shtokman Development AG

беспечение экологической безопасности — одно из главных необходимых условий реализации крупных нефтегазовых проектов на шельфе арктических морей России. В полной мере это относится и к проекту освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ) в Баренцевом море. Штокмановский проект предусматривает добычу природного газа и газового конденсата на значительно удаленном от материка участке континентального шельфа высокоширотного района, и, соответственно, связан с потенциальными экологическими рисками и неопределенностями. В первую очередь они обусловлены сложными природно-климатическими условиями Арктики, в которых будет реализовываться Проект, и экологическими ограничениями, связанными с уязвимостью арктических морских экосистем, присутствием в районе ценных промысловых и редких видов гидробионтов - организмов, постоянно обитающих в водной среде. Кроме того, район освоения ШГКМ является зоной интенсивного гражданского судоходства, важной в рыбопромысловом отношении акваторией Баренцева моря.

28 ROGTEC

nsuring environmental safety is one of the main conditions when developing large oil and gas projects in the Russian arctic, and this especially applies to the Shtokman gas condensate field (SGCF) development project in the Barents Sea. The Shtokman project will allow the production of natural gas and gas condensate in a high latitude area far off the continental shelf, leaving the area open to potential environmental risks and uncertainties. Primarily, these risks have to do with severe climatic conditions of the Arctic, where the project is to be undertaken, and the environmental limitations related to the vulnerability of the arctic marine ecosystems and the presence of valuable and rare types of hydrobionts – organisms inhabiting the aquatic environment in the area. Moreover, the area where Shtokman is located is intensively used for commercial navigation and is also a very important fishing zone in the Barents sea. As per the policy of Shtokman Development AG, environmental protection is a priority objective for the company on all organizational levels. This means that we undertake regular assessment of environmental risks during all operations, adhering to the best international practices and implementing the latest technology to minimize the environmental impact of our operations. www.rogtecmagazine.com

SHTOKMAN Охрана окружающей среды, согласно политике компании «Штокман Девелопмент АГ» (ШДАГ), является приоритетной задачей на всех организационных уровнях, что подразумевает регулярную оценку экологических рисков, возникающих в ходе проведения работ, наблюдение за их возможным воздействием на окружающую среду в соответствии с принятой международной производственной практикой и внедрение наилучших существующих технологий для минимизации негативного воздействия на природу. Морские исследования и изыскания в районе месторождения Эколого-биологические исследования района ШГКМ в Баренцевом море начаты давно, в их реализации принимали участие различные научные коллективы. Результатом выполненных работ стал накопленный за много лет обширный материал, дающий ретроспективные данные о состоянии и динамике основных компонентов морской среды. Экологическое сопровождение проектов освоения месторождений углеводородного сырья на шельфах морей, согласно действующему российскому законодательству, включает в себя проведение инженерноэкологических изысканий (ИЭИ), которые позволят компании «Штокман Девелопмент АГ» аккумулировать информацию о фоновом состоянии окружающей среды акватории, на которую планируется оказать воздействие при строительстве, обустройстве и эксплуатации объектов. При этом важно оценить как естественное состояние природных экосистем, так и уровень их трансформации в результате предыдущего антропогенного воздействия, а также потенциальные экологические риски и имеющиеся ограничения. В случае освоения ШГКМ в его морской части мы имеем дело с очень крупным объектом — обширная акватория лицензионного участка месторождения и более 550 км трассы подводного трубопровода, пересекающего различные участки Баренцева моря. Технологическое судно, размеры которого превышают 300 метров, а водоизмещение составляет более 220 000 тонн, является главным объектом добывающего комплекса в открытом море. Эта уникальная самоходная мобильная морская установка объединяет технические возможности добычной платформы и www.rogtecmagazine.com

Marine Exploration and Research in the Field Ecological and biological research of the Shtokman field in the Barents Sea started a long time ago, and various scientific teams have participated thus far. The result of these works is a wide range of accumulated information, providing in depth data about the condition and dynamics of the marine environment. Environmental monitoring for offshore hydrocarbon deposits, in line with the current Russian legislation, includes environmental engineering research (EER), which will allow Shtokman Development AG to accumulate information about the state of the marine environment that will be affected during the construction, development and operation stages. It is important to address both the natural state of the ecosystem, and consider the effect that field development would have. Regarding the development of Shtokman, we’re dealing with a very large area and with over 550 km of deep water pipeline needed, crossing various areas of the Barents Sea. The FPU (Floating Production Unit), which is over 300 meters in length with over 220 000 tonnes of displacement, is the principal unit for gas recovery. This unique, selfpropelled, mobile offshore installation combines the technical features of a production platform and an ice-breaker vessel, where gas will be prepared for transportation to shore. Shtokman Development AG conducted in depth offshore engineering and environmental research into the area. The marine research included studies of the hydrological regime of the sea, hydrometeorological conditions, ice conditions, a sea bed topography survey for the production area and the pipeline route, a study of the current environmental conditions and that of marine biology. The research data is used to study the conditions of the environment and to start design works. The company’s priority is the mitigation, or complete elimination of the Project’s environmental risk. Measures Taken to Minimize Marine Environmental Risk For the successful undertaking of the above objectives, apart from the research conducted in to the production zone, SDAG is developing measures to mitigate potential environmental risks, and in keeping with this our potential influence on marine organisms was assessed. To minimize the impact on marine life, we are developing a new fish protection systems that will be installed on the vessels water intake. This unique equipment denies the access and

ROGTEC 29

ШТОКМАН ледостойкого морского судна, на котором происходит подготовка газа к транспортировке на берег.

ultimately death, of large marine life (over 5 cm) and reduces by up to 95% the chance of plankton entering the intake.

Компанией «Штокман Девелопмент АГ» был организован целый комплекс инженерноэкологических изысканий в морской зоне Проекта. Морские исследования включали изучение гидрологического режима моря, гидрометеорологических условий, ледового режима, рельефа дна района добычи и трассы трубопровода, текущей экологической обстановки и биологических компонентов моря.

The greatest risk to marine life during operations is the potential of contaminating the sea water with oil products, heavy metals and other biogenic compounds, an increase in suspended matter and increased muddiness during deep water construction works that may affect fish food reserves and fish resources, along with the so-called “disturbance factor”. With this in mind, the deep water pipeline route will go through the least sensitive part of the Barents sea. For water treatment, a unique three-stage purification system adapted for Arctic conditions will be developed.

Данные, полученные в ходе изыскательских работ, используются для изучения состояния окружающей среды и конструкторских разработок. Приоритетом для компании является минимизация или полное устранение потенциального негативного воздействия Проекта. Меры по минимизации воздействия на морскую среду Для реализации вышеуказанных целей ШДАГ помимо выполненных изысканий в зонах воздействия Проекта разрабатывает мероприятия по минимизации и компенсации причиняемого вреда окружающей среде. Так, была проведена оценка воздействия на морские организмы, попадающие в зону работ по реализации Проекта освоения ШГКМ. Для минимизации такого воздействия компания прорабатывает концептуально новые рыбозащитные устройства, которые будут установлены на водозаборах технологического судна. Это по своей сути уникальное техническое оборудование, которое позволяет полностью исключить попадание и гибель крупных особей (более 5 см) и на 95% снижает вероятность попадания планктонных организмов в водозаборные узлы. К наиболее значимым потенциальным воздействиям на морские организмы во время проведения работ следует отнести возможное загрязнение морской воды (нефтепродукты, тяжелые металлы и другие биогенные соединения), увеличение взвеси и возрастание мутности при подводном строительстве, воздействующие на кормовую базу рыб и рыбные ресурсы, а также так называемый «фактор беспокойства». В связи с этим в ходе буровых работ на Штокмановском месторождении большая часть породы будет перевозиться на берег для переработки. Проектируемая трасса морского трубопровода пройдет по наименее экологически чувствительным зонам дна Баренцева моря. Разработана уникальная трехступенчатая система очистки технических вод на технологическом судне, адаптированная к условиям Арктики. Актуальным является также экспериментальное изучение негативного акустического воздействия

30 ROGTEC

Another outstanding issue is an experimental study of negative acoustic influence to marine mammals - primarily cetaceans - which may result from hydraulic engineering works. For this purpose, in collaboration with the Murmansk Marine Biology Institute, the company is making an assessment of possible influence of disturbance factors to marine mammals and measures are being developed for mitigation and minimization of such influence. We will also implement compensatory measures, including raising and releasing the advanced fry into the sea as is typical for all Russian projects, and also the construction of artificial “reef” structures. This will stimulate the natural restoration of ecosystems and significantly reduce the negative effect on marine biological resources. Environmental Protection Measures for Onshore Facilities The development of Shtokman will not only influence the marine environment. Significant changes will take place at Teriberka where the Gas Treatment Plant and LNG plant will be constructed. As well as these facilities, which will be the largest in the Arctic, a sea port, procurement base and other infrastructure will be built. To mitigate the environmental impact caused by the construction of onshore facilities, the design contractors have been given strict requirements to comply with regarding the amont of earth that can be moved. The entire volume of earth moved in the process of preparing the foundations for the GTP will be put to use during the construction stage. At the LNG plant, nitrogen will be used to purge the system rather than natural gas which will significantly reduce the emissions of greenhouse gas into the atmosphere. Constructive Dialogue with Environmental Organizations Shtokman Development AG regularly holds consulting sessions with the Murmansk regional non-governmental environmental organizations - members of the “Northern Coalition”. The Northern Coalition is an alliance of nongovernment environmental organizations, founded to ensure that hydrocarbon exploration and development of the Barents eco-region is done in an environmentally www.rogtecmagazine.com

ECOLOGY

Solutions for tomorrowâ&#x20AC;&#x2122;s world Solutions for tomorrowâ&#x20AC;&#x2122;s world

Van Oord Offshore is an Offshore and EPC Contractor that offers high precision subsea rock installation, trenching & backfilling, landfall installation,

shallow water pipe lay, pipe pulling and SPM & GBS installation works. With an extensive global track record in the offshore construction industry, Van Oord Offshore is an Offshore and EPC Contractor that offers high Van Oord Offshore has proven its expertise to provide clients with a safe and precision subsea rock installation, trenching & backfilling, landfall installation, solid solution for their offshore structures. shallow water pipe lay, pipe pulling and SPMwww.vanoord.com & GBS installation works. With an extensive global track record in the offshore construction industry, Van Oord Offshore has proven its expertise to provide clients with a safe and solid solution for their offshore structures.

www.vanoord.com

Offshore and EPC Contractors SPM and GBS installation

Subsea rock installation

Shallow water pipe lay

Landfall construction

Trenching and backfilling

Shallow water pipe lay

Landfall construction

Trenching and backfilling

Offshore and EPC Contractors SPM and GBS installation

www.rogtecmagazine.com

Subsea rock installation

ROGTEC 31

ШТОКМАН

на морских млекопитающих, возможного при производстве гидротехнических работ, в первую очередь, на китообразных. Для этого совместно с Мурманским Морским Биологическим Институтом ведется работа по оценке возможного влияния факторов беспокойства на морских млекопитающих, прорабатываются методы смягчения и минимизации подобного воздействия. Кроме того, «Штокман Девелопмент АГ» разрабатывает схемы реализации компенсационных мероприятий, которые будут включать в себя не только разведение и выпуск молоди в водные объекты, как это принято во всех российских проектах, затрагивающих акваторию морей, но также и формирование искусственных «рифовых» сооружений. Это позволит стимулировать естественное восстановление экосистем и на практике существенно снизит негативное воздействие на морские биологические ресурсы. Меры по охране окружающей среды на береговых объектах Освоение ШГКМ затрагивает не только морскую среду. Большие изменения произойдут в районе сельского поселения Териберка, где планируется построить установку комплексной подготовки газа (УКПГ), крупнейший в арктических широтах завод по сжижению природного газа (СПГ), резервуарный парк и морской порт для отгрузки СПГ и конденсата, комплексную базу обеспечения и другие объекты. Для минимизации воздействия на среду от

32 ROGTEC

friendly manner. Some notable members of the Northern Alliance include the WWF (World Wildlife Fund), Kola Wildlife Protection Center, “Bellona-Murmansk”, Kola Environmental Center and Murmansk regional Lapp NGO. As a result of these consulting sessions, SDAG supported the initiative of the Northern Coalition on designation of a specially protected natural area (SPNA) near Voronya bay. In collaboration with the Kola Wildlife Protection Center, works are now underway to organize state environmental expertise for the SPNA project. With the aim of finding an environmentally sound solution for the development of Shtokman, SDAG signed an agreement with the World Wildlife Fund in 2009. In September 2011, the Kola Wildlife Protection Center joined us. The agreement is open for all non-government and environmental organizations willing to help mitigate the potential environmental risk of the development of Shtokman. We also feel it is important to raise environmental awareness among young people. In 2011 we started a project called “Lessons of Ecology in the Lapland Reserve”. Under the banner of this project, high school students from Teriberka have the chance to visit the Lapland biosphere reserve and listen to lectures on environmental protection. Representatives of various regional non-commercial environmental organizations also participate in these trips. Environmental Monitoring and Control An important part of our environmental protection measures will be annual control and monitoring, which will keep www.rogtecmagazine.com

SHTOKMAN строительства береговых объектов проектировщикам заданы жесткие требования по соблюдению балансов перемещаемых грунтов. Так например, весь грунт, используемый при подготовке площадки для закладки фундамента УКПГ, в полном объеме будет использоваться в ходе строительства. На заводе СПГ для «продувок» технологических систем будет использоваться не природный газ с последующим сжиганием на факельных установках, а азот, что значительно снизит выбросы парниковых газов в атмосферу.

tabs on the current state of the environment during all stages of development. Comparing the results of this monitoring with control levels will allow us to see any negative impacts, and indeed take measures to correct these. It will allow us to detect any problems at an early stage. SDAG is keen to work in collaboartion with social and environmental organizations in the environmental monitoring of the area where the operation of the Shtokman project will take place.

Конструктивный диалог с экологическими организациями «Штокман Девелопмент АГ» регулярно проводит консультации с неправительственными природоохранными организациями Мурманской области, входящими в «Северную Коалицию». Северная Коалиция — альянс неправительственных экологических организаций, созданный для сотрудничества и совместных действий в сфере сохранения биоразнообразия и предотвращения возможных негативных последствий для устойчивого развития Баренцева экорегиона в результате разведки и разработки месторождений, а также транспортировки углеводородного сырья. Организациями-членами Северной Коалиции, в частности, являются WWF (Всемирный фонд дикой природы), Кольский Центр охраны дикой природы, «Беллона-Мурманск», Кольский Экологический Центр и Общественная организация саамов Мурманской области.

охране окружающей среды среди молодежи. Так, в 2011 году стартовал благотворительный проект, получивший название «Уроки экологии в Лапландском заповеднике». В рамках проекта ученики старших классов средней школы сельского поселения Териберка посещают с экскурсией Лапландский биосферный заповедник и прослушивают лекции по природоохранной тематике. В поездках принимают участие представители региональных общественных экологических организаций.

По результатам этих встреч ШДАГ поддержала инициативу «Северной Коалиции» по созданию особо охраняемой природной территории (ООПТ) в районе губы Воронья. Уже сегодня совместно с Кольским центром охраны дикой природы ведется работа по организации проведения государственной экологической экспертизы проекта ООПТ. В целях поиска взаимоприемлемых технических решений в области охраны окружающей среды «Штокман Девелопмент АГ» и Всемирный фонд дикой природы (WWF) в 2009 году заключили соглашение о сотрудничестве. В сентябре 2011 года к соглашению присоединился Кольский центр охраны дикой природы. Данное соглашение является открытым для всех заинтересованных природоохранных неправительственных организаций, желающих путем конструктивного диалога решать вопросы минимизации возможного ущерба природной среде в рамках Штокмановского проекта. Компания «Штокман Девелопмент АГ» придает большое значение и популяризации знаний об www.rogtecmagazine.com

At Shtokman Development AG, we aspire to the highest industry standards. In Russia, we have a unique chance to create a system for environmental safety based on existing international best practices at this early stage of Arctic hydrocarbon development.

Экологический мониторинг и контроль Важным инструментом для выполнения природоохранных задач ШДАГ будет являться ежегодный экологический мониторинг и контроль, в рамках которого будет отслеживаться состояние компонентов окружающей среды на разных этапах освоения Штокмановского месторождения. Сравнение результатов мониторинга с фоновым уровнем позволит выявить негативные изменения природной среды и принять корректирующие меры. Кроме этого, экологический контроль позволит оперативно вносить коррективы в процессе строительных работ, выявляя на самой ранней стадии изменения в среде, которые невозможно было учесть на стадии оценки воздействия. ШДАГ заинтересована в участии общественных и экологических организаций в проведении совместных экологических исследований и мониторинга окружающей среды в зоне строительства и эксплуатации объектов Штокмановского проекта. Компания «Штокман Девелопмент АГ» на практике стремится реализовать экологически безопасные технические решения, и сегодня у России есть уникальный шанс выстроить систему экологической безопасности на основе уже имеющегося мирового опыта на начальном этапе разработки ресурсов Арктического шельфа.

ROGTEC 33

ИНТЕРВЬЮ

Технология за круглым столом: разведка в Арктике

Technology Roundtable: Arctic Exploration

Александр Дементьев: PGS

Пол Хиггинсон: Шлюмберже

Джозеф Р. Гаглиарди: ION Geophysical Corporation

Рустам Рахматулин: ГЕОТЕК Холдинг

Alexander Dementjev: PGS

Ekaterina Solokha: Schlumberger

Joseph R. Gagliardi: ION Geophysical Corporation

Rustam Rakhmatulin: Geotech Holding

Продолжая серию публикаций в рубрике Технология за круглым столом, ROGTEC обсуждает тему разведки в Арктике с ведущими компаниями-поставщиками технологий и услуг по разведке. Учитывая рост цен на нефть и стремление России продвинуть свои передовые рубежи глубже в Арктический регион, что потребуется, чтобы сделать развитие Арктики реальностью? Разговоры об освоении российской части Арктики ведутся уже давно. Как Вы думаете, когда начнутся крупномасштабные работы? PGS: Этот год можно считать началом серьезной геологоразведки российской части Арктики. В этом году будет произведены значительные объемы сейсморазведки для Роснефти в Карском и Печорском морях. Объемы сейсморазведки будут только нарастать в ближайшие годы. По нашим оценкам до 2016 года в северных морях будет произведено работ на сумму около 900 миллионов долларов. Шлюмберже: Вопрос интересный, с одной стороны Арктика открывает перед нами новые горизонты

34 ROGTEC

Continuing the series of Technology Roundtable discussions, ROGTEC talks “Arctic Exploration” with the leading exploration service and technology providers. With the cost of oil rising, and the eagerness for Russia to push its O&G frontier deeper into the Arctic, what will it take to make Arctic development a reality? Development of the Russian Arctic has long been talked about, but when do you think we will see some significant activity? PGS: I think that this year can be seen as the start point for some serious exploration activity in the Russian Arctic sector. There is some major seismic exploration planned for Rosneft in the Kara and Pechora Seas and in the coming years, the volume of seismic exploration will only grow. Based on our estimations, there will be about $900 million worth of work in the northern seas through 2016. Schlumberger: It is an interesting question, on one hand the Arctic opens up new horizons for the development of natural resources, on the other hand, it involves some enormous investments and risks. The Arctic is divided into five sectors of responsibility between the United States, Russia, Norway, Canada and Denmark. I think as soon as one of the parties is able to obtain a positive www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW освоения природных ресурсов, с другой стороны это огромные капиталовложения и риски. Арктика поделена на пять секторов ответственности между США, Россией, Норвегией, Канадой и Данией. Я думаю, как только одной из сторон удастся получить положительный результат в Арктике, остальные страны тут же развернут активную деятельность по изучению недр. ION Geophysical Corporation: Я считаю, что в настоящее время мы находимся на начальном этапе освоения российской части арктического региона. Решение вопроса о спорных территориях между Россией и Норвегией является наглядным примером того, что российское правительство играет ведущую роль в стимулировании разведочных работ в Арктике. Вторым признаком начала освоения Арктики является создание совместных предприятий в составе российских геологоразведочных предприятий и крупных энергетических компаний полного цикла. Добыча полезных ископаемых в Арктике может начаться еще не скоро, однако уже сейчас закладывают основы для успешного проведения геологоразведки в этом регионе. ГЕОТЕК Холдинг: Развитие сухопутной российской части Арктики, практически прекратившееся в начале постсоветского периода, активизировалось в последнем десятилетии в связи с вводом в разработку нефтяных месторождений НАО, газовых месторождений ЯНАО и проектом Ямал-СПГ. На континентальном шельфе, в основном, финансирование всех видов работ осуществляется за счет государственных программ. В прибрежных районах, примыкающих к открытым ранее сухопутным месторождениям, финансирование работ проводят недропользователи. Однако реальных действий в этом направлении следует ожидать только после решения глобальных геополитических вопросов: принятия долгосрочной программы развития российского сектора Арктики, включающей возобновление судоходства по Северному морскому пути. Политика, финансы и рыночный спрос – ключевые факторы, определяющие интенсивность освоения Арктики. Какие наиболее серьезные проблемы нам придется решать при освоении региона? PGS: Потребность в углеводородах, конечно же, оказывает влияние на темп освоения шельфа. Учитывая долгосрочные тенденции, а именно о долгосрочном фокусе должна идти речь, когда мы www.rogtecmagazine.com

result in the Arctic, then the rest of the countries will immediately deploy an active exploration of mineral resources. ION Geophysical Corporation: I believe that we are seeing the early stage of exploration beginning to take place. The resolution of the Disputed Zone between Russia and Norway is a perfect example of how the Russian government is taking a leadership position in stimulating Arctic exploration activity. A second sign that development is underway has been the announcement of joint ventures between Russian exploration companies and large integrated energy companies. Production from the Arctic may still be a long way off, but we are now seeing the business foundation for successful exploration being established. Geotech Holding: Development of the Russian Arctic Shelf, which had almost stopped entirely during the early Soviet period, restarted over the last decade with the commissioning of oil fields in Nenets Autonomous Region, gas fields in Yamalo-Nenets Autonomous Region and Yamal-LNG project. Most activities on the continental shelf are primarily funded by the State, however in the littoral zones adjacent to the continental fields that were discovered during earlier exploration, subsoil license users finance the operations on their own. However, the real activity in this area can only be expected after some key global geopolitical issues are resolved, such as the endorsement of a long-term Russian Arctic program, including the resumption of navigation through the Northern Sea Route. Politics, financing, know how, technology and market demand are all key factors that will affect the speed of Arctic development. What are the major obstacles & challenges that you see ahead for the region? PGS: The demand for hydrocarbons, certainly does influence how fast the Arctic shelf develops. Considering long-term tendencies, and when we’re talking Arctic it is always long-term planning, the market is the stimulating factor in accelerating the Arctic exploration. The main barrier that remains is the monopoly of Gazprom and Rosneft for Arctic shelf exploration. In spite of the positive news in 2011 regarding the changes to the existing legislation, the Arctic shelf remains closed not only for other petroleum companies, but also for geophysical companies that would like to invest in Arctic exploration. I’ve written a lot about this issue in the past, but there is still no movement in this regard. The state oil and gas companies may face some serious challenges

ROGTEC 35

ИНТЕРВЬЮ говорим об Арктике, рынок является стимулирующим фактором ускорения разведки шельфа. Основным барьером остается монополия Газпрома и Роснефти на геологоразведку на шельфе. Не смотря на позитивные сигналы в 2011 году об изменениях в существующем законодательстве, шельф закрыт не только для других нефтегазовых компаний, но и для геофизических предприятий, которые хотели бы вкладывать средства в разведку шельфа. Об этом я уже писал очень много, но пока сдвига в этом направлении нет. Государственные нефтегазовые компании могут столкнуться с большими трудностями, когда им предстоит в ближайшие годы отрабатывать свои обязательства по лицензионным соглашениям. Российский Шельф необходимо сделать привлекательным для серьезных инвестиций. Рынок геологоразведки должен быть конкурентным и открытым. Отсутствие специализированных арктических технологий тоже затрудняет или делает невозможной разведку значительной части российских арктических акваторий со сложными ледовыми условиями. Шлюмберже: Я считаю, что в основе большинства проблем лежат экономические причины, освоение такого сложного, в плане климатических условий, региона как Арктика, несёт в себе огромные риски, речь идёт не только о денежных затратах, это и новые технологические решения, и экология, и человеческий фактор. Если рынок почувствует острую необходимость в ресурсах, все эти проблемы, я уверена, будут решены. ION Geophysical Corporation: В данном случае, как и для любого другого долгосрочного проекта, стабильность государственной политики и рыночных цен является ключевым фактором успешной реализации проекта. С коммерческой точки зрения российский проект также не отличается от всех прочих проектов. Тем не менее, у российского проекта есть свои особенности. Дело в том, что успешная разведка и освоение наиболее удаленных перспективных площадей во многом зависит от присутствия многолетних и сезонных льдов. В настоящее время разработка технологий для круглогодичного проведения геологоразведочных работ на территории рассматриваемых бассейнов еще не завершена и может потребоваться не один год до внедрения этих технологий в производство. ГЕОТЕК Холдинг: Прежде всего – отсутствие четкой политической стратегии, экономические аспекты которой являются уже следствием.

36 ROGTEC

in the coming years they have to meet their obligations for the license agreements. The Russian shelf should be made attractive for serious investments and the exploration market should be open and competitive. The absence of specialized arctic technologies also either impedes or makes exploration of a significant part of the arctic impossible, due mainly to offshore areas with difficult ice conditions. Schlumberger: I believe that the basis for most of the problems is economic. Developing such a complex region as the Arctic, in terms of climatic conditions, carries a huge risk, it’s not just about the monetary expenditures, but also about new technological solutions, the environment, and the human factor. If the market feels the urgent need for resources, I’m sure all of these problems will be resolved. ION Geophysical Corporation: As with any long term project, the stability of both government policy and commodity prices is critical to the overall success of the project. The Russian Arctic margin is no different from a commercial stand point. Where the Russian Arctic Margin differes, is that sucessful development of some of the more remote exporation opportunities is effected by the presense of both multiyear and transitional ice. The technologies required for year round exploration of these basins is still under development and it may still be many years before being ready for commercial application. Geotech Holding: Primarily, the absence of a clear political strategy. While the level of Russia’s domestic technologies for arctic development may be considered as quite competitive, the development of Arctic offshore fields is impossible without the consolidated efforts and know-how from the global petroleum community. At least in the early stages. Financing such large-scaled and costly projects, especially considering the strictest environmental requirements that are typical for the region, is also impossible without attracting foreign investment. With such harsh conditions for both crews and equipment, does Russia currently possess the technical equipment and experience that is required for successful exploration? PGS: Russia has accumulated some great knowledge and experience of arctic operations. Remember the ice research and the history of the icebreaker fleet development in Russia. Indeed, these ice breakers will actually be an integral part of many seismic exploration projects in the Arctic. The Russian geophysical companies have been working in northern conditions for a long time now. However, the actual experience of operating in real Arctic conditions is still relitively small. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

Морские Геофизические Исследования www.pgskhazar.ru

Расширение работ в России, СНГ и на Ближнем Востоке

Глубоководные сейсмические исследования 2D и 3D с использованием уникальной технологии PGS GeoStreamer GS™ на судах PGS класса Ramform Высокие стандарты качества, ОТ, ТБ и ОСС Специализированный сейсмический флот (12 судов, включая 3 новых судна постройки 2011г.) Высокотехнологичное оборудование, включая регистрирующий комплекс Sercel SeaRay 100, для работ 2D и 3D(4С) с донными кабелями на мелководье и в транзитных зонах Обширная международная база мультиклиентских сейсмических данных, включая Каспийское море Обработка и интерпретация данных в региональных центрах PGS Электромагнитные морские исследования с буксируемым кабелем (начиная с 2012 г.)

Москва Тел : +7 (495) 937 3767 moscow@pgs.com

www.rogtecmagazine.com

Геленджик Тел : +7(86141)59453 info@pgskhazar.ru

partnered with www.pgs.com ROGTEC 37

ИНТЕРВЬЮ Если для сухопутной части Арктики уровень собственных российских технологий можно считать вполне конкурентоспособным, то освоение арктического шельфа невозможно без консолидации усилий и ноу-хау мирового сообщества. По крайней мере – на начальном этапе. Финансирование столь масштабных и дорогостоящих проектов с учетом высочайших экологических требований, характерных для региона в целом, также невозможно без привлечения иностранных инвестиций. Суровые климатические условия Арктики – это серьезное испытание для сейсмопартий и оборудования. На Ваш взгляд, Россия имеет соответствующую технику и опыт для успешного освоения Арктики? PGS: В России накоплены очень большие опыт и знания по работе в Арктике. Давайте вспомним хотя бы ледовые изыскания, историю развития ледокольного флота в России. Ледоколы будут неотъемлемой частью и многих проектов морской сейсморазведки в Арктике. Российские геофизические компании уже давно работают в северных условиях. Однако, опыта работы в реальных арктических условиях пока еще мало. Шлюмберже: Безусловно, российские специалисты обладают уникальным опытом работы на севере, для сравнения, большинство исследований в Канаде осуществляется с помощью дистанционных методов, очень распространена аэромагниторазведка. Сегодня в России уже переходят к детальным исследованиям известных структур, и все работы проводятся наземными методами. Остаётся только восхищаться мужеством и профессионализмом российских геологов и геофизиков. Что касается оборудования, здесь не всё так просто, зачастую зарубежные приборы не рассчитаны для тех условий, в которых их приходится эксплуатировать, но это решаемая проблема, компании-производители обычно заинтересованы в улучшении технических характеристик выпускаемого оборудования, поэтому они идут на встречу российским пользователям и доводят свои приборы до необходимого уровня. А вот отечественное оборудование, которое проектировалось под российские потребности, к сожалению, уже почти полностью выработало свой ресурс. ION Geophysical Corporation: Можно выделить две составляющие успешного освоения Арктики: оборудование и опытный персонал, который

38 ROGTEC

Schlumberger: Certainly, the Russian specialists have unique experience in the northern regions. In comparison, most studies in Canada are done by remote methods, it is very common to use airborne magnetic prospecting. Today the Russian specialists are transitioning to the detailed studies of known structures, and all work is carried out by ground methods. One can only admire the courage and professionalism of Russian geologists and geophysicists. As for the equipment, the situation is not that easy: the foreign tools are not often designed for the conditions in which they have to operate, but this problem can be resolved, as the manufacturers are generally interested in improving the performance of their equipment, so they do try to meet the requirements of the Russian consumers and upgrade their equipment to the required level. As for the domestic equipment, designed for the needs of old Russian technologies, unfortunately, it has almost completely outlived its usefulness. ION Geophysical Corporation: Successful Arctic exploration is broken into two categories. First is the hardware and the second the pool of experienced people to draw from. You cannot succeed in the Arctic without an equal measure of both. Russia is uniquely qualified to provide both the Arctic maritime equipment and Arctic experienced mariners required to make any Arctic project a success. I believe that over time we will see an increased collaboration between Russian companies and Western oilfield service companies that will not only impact the success of Arctic exploration in Russian waters, but in the global Arctic region as well. Geotech Holding: For the continental Arctic I would say almost certainly. As for the offshore arctic, I do not think that any country can claim to possess the entire “tool set” and Russia is no exception. Our competitive advantage however lies in the availability of qualified personnel that are not only adapted to working in these extreme conditions, but are also capable of living in these harsh extremes. Indeed, the number of these personnel exceeds the population of some north European countries. What Arctic experience does your company have? PGS: It could be said that PGS has the most significant arctic experience, having worked in Arctic conditions since 1993. Over the last 3 years, we’ve completed 27 projects in the Arctic, both 2D and 3D. Last year, we completed the northern most 3D seismic project to have ever been undertaken. Schlumberger: Very recently, we have completed some studies on oil and gas bearing capacity in Chuckchi www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

Освоение Арктики.

ION. Разработка уникальных решений для выполнения наиболее сложных задач сейсморазведочных работ. Специалисты корпорации ION стремятся решать самые трудные задачи, возникающие при проведении работ в наиболее сложных условиях. Корпорация ION разработала и внедрила новые

НАПРАВЛЕНИЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ Нетипичные коллекторы. Регионы с суровыми климатическими условиями.

технологии, которые позволяют выполнять регистрацию сейсмических данных в ледовых условиях

Разрезы со сложным геологическим строением.

Арктического региона в суровых климатических условиях арктических морей. В результате,

Изучение осадочных бассейнов.

корпорации ION удалось провести морские сейсморазведочные работы в самой северной точке,

Эксплуатация месторождений.

которая когда-либо была охвачена сейсмическими исследованиями. При этом мы значительно увеличили продолжительность сезона полевых работ по сравнению с традиционным полевым сезоном в условиях крайнего севера. Корпорация ION предлагает инновационные технологии и услуги, которые позволяют нефтяным компаниям реализовать самые амбициозные проекты в Арктике и пустынях, в переходных зонах суше-море и мелководной прибрежной зоне с развитой инфраструктурой, а также на любых площадях повышенной сложности. iongeo.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 39

ИНТЕРВЬЮ можно привлекать к производству работ. Чтобы добиться успеха в Арктике, необходимо обеспечить наличие обеих составляющих в достаточном количестве. Россия – одна из немногих стран, которые могут предоставить соответствующее морское оборудование и опытные морские кадры, что в совокупности гарантирует успех любому арктическому проекту. Я считаю, что сотрудничество между российскими предприятиями и зарубежными сервисными компаниями в перспективе будет только расширяться, что в конечном итоге обеспечит успешную реализацию геологоразведочных проектов не только в территориальных водах российской Арктики, но и в арктическом регионе в целом. ГЕОТЕК Холдинг: Для сухопутной части Арктики – практически в полном объеме. Если же говорить о шельфовой зоне, то ни одна страна в мире не может сегодня похвастаться обладанием «полного комплекта». Россия – не исключение, хотя исключительно российской компетенцией можно считать наличие квалифицированных кадров, полностью адаптированных не только к работе, но и к постоянному проживанию в суровых арктических условиях. Причем численностью этот персонал превосходит население некоторых североевропейских стран. Расскажите об арктическом опыте вашей компании? PGS: Пожалуй, у PGS самый значительный арктический опыт. Мы работаем в Арктических условиях с 1993 года. За последние три года мы выполнили 27 проектов в Арктике, как 2D, так и 3D. В прошлом году мы выполнили самый северный проект в мире по съемке 3D. Шлюмберже: Совсем недавно мы выполняли работы по изучению нефтегазоносности в Чукотском море, кроме этого запущено несколько пилотных проектов в ряде российских компаний по построению региональных геологических моделей, в рамках этих проектов мы помогаем им оценить перспективность нефтяных систем и соответствующие им риски. ION Geophysical Corporation: Компания ION Geophysical является лидером по проведению геофизическим работ в Арктическом регионе. Мы работаем в Арктике с 2005 г. За это время мы разработали целый ряд технологий для подледной регистрации сейсмических данных. Наши технологии хорошо зарекомендовали себя на проектах сейсморазведочных работ в арктических зонах североамериканского континента, на о.

40 ROGTEC

Sea. We have also launched a number of pilot projects for a few Russian companies for regional geologic modeling; within the framework of these projects, we are helping these companies to assess the prospective oil bearing capacity of the regional systems and the corresponding risks. ION Geophysical Corporation: ION Geophysical is the leader in Arctic geophysical services. We have been active in the Arctic since 2005 and since that time have developed a slew of patented technologies that have made under ice seismic exploration a reality. This technology has operated successfully in the north American Arctic, Greenland and in the Russian High Arctic. Geotech Holding: For many years, the divisions of “Geotech Holding” have been running successful research, exploration and detailed seismic works in the continental Arctic region, from the estuary of Pechora to that of the Yenisei. We also have experience of working in the transitional zone between the land and the sea. The overall volume of seismic and associated works executed by the Company’s operational divisions in the continental part of arctic and subarctic regions comprises over 1 million running kilometers of 2D and over 100 000 km of 3D seismic data. What specific solutions does your company have for the Arctic region and how do they benefit the search for hydrocarbons? PGS: Working in the Arctic means an entire complex of difficult organizational and technical measures. One of the things I should mention is that PGS uses a unique GeoStreamer GS technology which allows a reduction in downtime due to harsh conditions in comparison with our competitors’ technologies. Just imagine, we can complete the work and leave the exploration area with difficult weather conditions and without refueling, let’s say, 25% faster, which means a significantly higher chance of successful project completion and a significant reduction in risks for the crew, the vessel and the environment. Schlumberger: Modern software such as Petrel or Techlog does not only allow us to execute the classical interpretation method, which usually means structural interpretation of sesmic data, mapping of geological boundaries and faults by potential fields, inversion transformations, determination of rock types, calculation of petrophysical characteristics and 3D modeling. Schlumberger had developed software which takes into consideration such non-characteristic factors as quality of the seal, conditions of petroleum formation and its migration. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

Omega

SEISMIC PROCESSING SYSTEM Производительность и качество – новые горизонты обработки сейсмических данных! Компания Шлюмберже выпустила на рынок новую версию широкоизвестной системы обработки сейсмических данных Omega. За прошедшие годы Omega хорошо зарекомендовала себя при обработке данных морской и наземной сейсморазведки в разных уголках земного шара, везде, где компания Шлюмберже проводила сейсмическую съёмку и обработку данных. Уникальные возможности Omega позволяют эффективно работать с разномасштабными данными и плавно переходить к построению геологической модели в программном комплексе Petrel. Omega может стать незаменимым инструментом супервайзера для контроля качества в полевых условиях, а также для инженера-обработчика при детальной обработке данных.

Вот лишь некоторые из преимуществ, которые обеспечивает Omega: ■

Интуитивный интерфейс и легкое управление комплексными процессами обработки и построения изображений сейсмических данных

■

Интерактивные инструменты обработки

■

Полная интеграция с Petrel *(программное обеспечение «от сейсмики до разработки») и плагинами WesternGeco, созданными с помощью открытой среды разработки Ocean*, в том числе приложений для моделирования сейсмических скоростей и инверсионных алгоритмов

■

Усовершенствованные алгоритмы обработки, в том числе обратную миграцию во временной области, адаптивную лучевую и глубинную миграции

■

Доступ к последним разработкам и регулярным обновлениям программного обеспечения от Шлюмберже

Лидер среди обрабатывающих комплексов www.westerngeco.com/omega

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

ИНТЕРВЬЮ Гренландия и в высокоширотных арктических зонах РФ. ГЕОТЕК Холдинг: Подразделения «ГЕОТЕК Холдинг» в течении многих лет проводят успешные исследовательские, разведочные и детализационные работы на сухопутной части арктического региона от устья Печеры до устья Енисея. Имеется также опыт работ в переходной зоне море-суша. Общий объем сейсморазведочных и сопутствующих работ, выполненных производственными подразделениями компании на сухопутной части арктического и субарктического регионов составляет более 1 000 000 пог. км 2Д и более 100 000 кв. км 3Д

We study the structure of the source rock and the factors affecting the hydrocarbons formation, review the potential migration routes and HC accumulation zones, i.e. we separate the zones where HC formation could happen and where it could not; and which structures HC could migrate to. The tools for paleo-reconstruction of sedimentation history explains whether there was enough time for HC formations given that all other conditions were favorable. Modeling the mechanical properties of the structure shows the dependency of the seal integrity on the reservoir depth. Apart from this, it allows to prospect the zones of HC seepage through the faults. The final stage is a risk map for all elements of the petroleum system and analysis of structural uncertainty: by changing the structure we analyze how changing the horizon will affect the reserves. ION Geophysical Corporation: Please refer to our previous comment. Geotech Holding: Any technical solutions similar to those used in other parts of the world, we are capable of implementing in Arctic conditions. If necessary, we can develop exclusive methods and technologies based on the customers’ requirements in their endeavors to resolve especially complex geological challenges. Our key advantages are: » physical presence of operational divisions in Arctic and subarctic regions; » over 50 years of operational experience in “Extreme North” conditions; » sufficient number of highly qualified personnel with arctic experience; » a developed logistical chain to ensure procurement in remote location; » availability of technical and human resources and the ability to use them with flexibility.

Какие технические решения ваша компания предлагает для арктического региона? Какие преимущества дает применение оборудования Вашей компании в процессе поиска углеводородов? PGS: Работа в Арктике предусматривает целый комплекс сложных организационных и технических мер. Могу, например, упомянуть, что применение компанией PGS уникальной технологии GeoStreamer GS значительно сокращает непроизводительное время по причине неблагоприятных метеоусловий в сравнении с технологиями конкурентов. Представьте, что если мы сможем, скажем, на 25% быстрее выполнить работы и выйти из района исследований со

42 ROGTEC

What specific challenges does Arctic exploration bring, and how have you addressed these with your solutions? PGS: The main challenges are ice in the water, low temperatures affecting the crew, the vessel and outboard equipment, fog, logistics, absence of port infrastructure in exploration areas and the operation of auxiliary vessels in harsh climatic conditions. The vessels are equipped with special ice radars and infrared cameras, there is heating for work stations, special materials for avoiding frost-up are used, and special arctic service technical systems have been developed. There are special procedures designed for operations in arctic conditions, the crew undergoes special training and the crew also includes ice condition specialists and marine animal observers. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

INOVA ADVERT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 43

ИНТЕРВЬЮ сложными погодными условиями без дополнительной дозаправки, это означает значительное повышение шансов на успешную реализацию проекта и существенное снижение рисков для экипажа, окружающей среды и судна. Шлюмберже: Современные ПО Petrel и Techlog позволяют нам не только реализовывать классический подход интерпретации, который обычно заключается в структурной интерпретации сейсмоданных, картировании геологических границ и разломов по потенциальным полям, инверсионных преобразованиях, определении типа породы, расчёте основных петрофизических характеристик и построении 3D модели распределения свойст. Шлюмберже разработало программное решение для учёта таких не характерных факторов как качество покрышки, условия образования УВ и их миграция. Мы изучаем строение материнской породы и факторы, влияющие на образование УВ, получаем потенциальные пути миграции и зоны аккумуляции УВ, те мы разделяем зоны, где могла происходить генерация УВ, а где нет; в какие структуры УВ могли мигрировать. Инструменты для палеореконструкции развития осадконакопления отвечает на вопрос достаточно ли времени для образования УВ при наличии всех остальных благоприятных условий. Моделирование механических свойств среды показывает зависимость целостности покрышки от высоты залежи. Кроме этого, предсказазываются области просачивания УВ через разломы. Завершающим этапом является карта рисков всех элементов нефтегазоносной системы и анализ структурной неопределённости, изменяя структуру, мы анализируем, как изменение горизонта повлияет на на запасы. ION Geophysical Corporation: Перефразирование предыдущего вопроса. ГЕОТЕК Холдинг: Hаша компания может реализовать в арктических условиях любые технические и методические стандартные решения, аналогичные применяемым в других частях мира. При необходимости, могут быть реализованы эксклюзивные методики и технологии, затребованные Заказчиками работ для решения особо сложных геологических задач. Основным преимуществом Компании является: » территориальное присутствие производственных подразделений в Арктическом и субарктическом регионах, » более чем 50-летний опыт проведения работ в условиях Крайнего Севера,

44 ROGTEC

Schlumberger: The prospecting stage of geological exploration works is one of the hardest in regards to data interpretation for poorly studied regions with lack of a prior information. Harsh climatic conditions and difficult access to the Arctic complicate the study of the region which explains insufficient information about the area. The low temperatures do not only limit the ability to use human resources, but also make it impossible to use much of the hardware equipment and modern methods. This is why it is important to use all available information. Any research is based on an initial concept or a model of the object in question, and the lack of data leads to oversimplification of the geological model. For example, such key features as seal quality, conditions of HC formation and their migration are almost entirely ignored. Naturally, all specialists are well aware of the huge risks related to these factors, but limitations of the tool set that geologists and geophysicists have available, compel them to simplify the model of the region under review, which often leads to drilling dry holes even in presence of structure and good reservoir properties. This is why Schlumberger proposes a collaborative analysis of all above mentioned factors with a purpose of detecting prospective areas and allocating exploration drill holes using a single software complex – Petrel. ION Geophysical Corporation: There are multiple road blocks to successful Arctic exploration. Some are simply access restrictions due to Geopolitics, some road blocks are related to the access to markets due to the roadblock related to transportation systems, but many are related directly to the lack of Seismic data required to know where to explore. ION Geophysical’s focus has been on solving this single challenge to provide high quality seismic data in ice infested waters. If we can identify large exploration projects using modern seismic techniques, many of the remaining road blocks become only challenging engendering exercises. Geotech Holding: The main challenge for any operations in the Arctic sector is a combination of long distances from infrastructure and the climatic conditions. All other difficulties, as numerous as they are, result from these two main factors. The foundation for resolving problems and difficulties is thorough planning, detailed operational preparations, timely procurement of production units with necessary resources, the utilization of highly qualified experienced personnel, strict observance of safety procedures and other key policies that we ensure are implemented. How are best practices being integrated with local Russian know-how? PGS: PGS has been in the Russian market since the www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

» достаточное количество высококвалифицированного персонала, имеющего опыт работы в арктических условиях, » отработанные схемы логистики для обеспечения работ в особо удаленных районах, » большое количество технических и человеческих ресурсов и возможность их гибкого использования. Перечислите специфические проблемы, возникающие при проведении геологоразведочных работ в Арктике. Как Ваша компания решает эти проблемы? PGS: Основные трудности вызывают лед в воде, воздействие низких температур на экипаж, судно и забортное оборудование, туман, логистика, отсутствие портовой инфраструктуры в районе исследований, работа вспомогательных судов в тяжелых климатических условиях. На судах устанавливаются специальные ледовые радары, инфракрасные камеры, производится обогрев рабочих мест, используются специальные материалы для избежания обледенения, разрабатываются технические системы в арктическом исполнении и т.д. Создаются специальные процедуры для работы в арктических условиях, экипаж проходит специальное обучение, в состав экипажа входят специалисты по ледовым условиям и наблюдатели за морскими животными. Шлюмберже: Поисково-разведочный этап геологоразведочных работ является одним из самых сложных с точки зрения интерпретации данных в условиях слабой изученности района работ и недостатка априорной информации. Сложные климатические условия и труднодоступность Арктики значительно осложняют изучение региона, этим объясняется слабая изученность. Низкие температуры не только накладывают ограничения на использование человеческих ресурсов, но и не позволяют использовать многие аппаратурные средства и современные методики. Поэтому важно максимально использовать всю имеющуюся информацию. Любое исследование отталкивается от первоначальной концепции или модели исследуемого объекта, недостаток данных приводит к черезмерному упрощению геологической модели. Например, практически полностью игнорируются такие ключевые понятия как качество покрышки, условия образования УВ и их миграция. Естественно, все специалисты хорошо осведомлены об огромных рисках, связанных с этими факторами, но ограниченность инструментов, которыми располагают геологи и геофизики, вынуждают упрощать модель изучаемого региона, что зачастую приводит к бурению пустых www.rogtecmagazine.com

1990’s. During this period, we have accumulated extensive experience and understanding of the local market conditions. I think that this knowledge, in combination with our technological leadership in the global market, allows us to keep ahead of the game in this challenging market. I think that both Rosneft and Gazprom can vouch for us on this point. Also, we’ve been able to attract some highly qualified professionals for our Russian team. I am sure that such names as Yuri Ampilov, Vladislav Dolgov and Dmitry Baturin are familiar to many industry professionals. I should also mention that since 2006, our joint venture, PGS Khazar, has been working successfully. Through this company, PGS has been able to implement its’ best practices. Since 2011, PGS has been exclusively represented by PGS Khazar for projects in the Russian arctic. Schlumberger: Schlumberger’s priority in the field of new technologies and software products that we supply to the market is high performance of our products, integration of all specialists to operate on a single platform and possibility of expanding the functionality. Expansion of the functionality is done using an open software development environment Ocean, which allows any specialist with some basic programming skills to exercise his ideas and integrate them into Petrel. That is, any algorithm, any computer technology which is standard for your company, can be adopted and implemented into the integrated Petrel environment. We also have a group of specialists in Russia who support the software users, provide training and consulting services. Naturally, these professionals are aware of our Russian customers’ needs and they communicate these requirements to our software developers. ION Geophysical Corporation: The Russian Arctic maritime experience level is second to none. Any company that would consider exploration in the Arctic without tapping into the Russian Arctic maritime knowledge base would be fool hardy indeed. Geotech Holding: Our specialists closely follow the development of new technologies. After evaluating the operational and/or economical efficiency, our experts analyze the applicability of these solutions in specific conditions and their potential competitive advantages. All new methods/technologies that are applicable for specific operations and are of interest to the customers get tested in production environments and are then integrated into the production process of our territorial subdivisions.

ROGTEC 45

ИНТЕРВЬЮ скважин даже при наличии структуры и хороших коллекторских свойств. Поэтому Шлюмберже предлагает совместно анализировать все указанные выше элементы при выявлении перспективных участков и заложении разведочных скважин в едином программном комплексе Petrel. ION Geophysical Corporation:. Существует целый ряд неблагоприятных факторов, препятствующих успешному освоению Арктики. Перечисление этих факторов можно начать с банальных геополитических условий. Далее следуют проблемы, связанные с ограниченным доступом к рынкам, которые, в свою очередь, обусловлены ограничениями транспортной системы. Тем не менее, существует целый ряд препятствий, возникающих в связи с отсутствием данных сейсморазведки, которые необходимы для оконтуривания перспективных площадей для разведки месторождений полезных ископаемых. Компания ION Geophysical пытается решить последнюю из перечисленных проблем за счет получения сейсмических данных высокого качества на покрытых льдами морских просторах. Если компании удастся выделить крупные перспективные площади с использованием современных технологий сейсморазведки, то целый ряд перечисленных выше проблем просто перейдет в категорию рисков, которые необходимо учитывать и устранять. ГЕОТЕК Холдинг: При проведении работ в Арктическом регионе основной проблемой является сочетание двух главных факторов – удаленность от инфраструктуры и климатические условия. Все остальные сложности, во всем своем многообразии, вызваны этими главными причинами. Решение возникающих проблем и затруднений основывается на грамотном планировании, полноценной подготовке к проведению работ, своевременном обеспечении производственных подразделений необходимыми ресурсами, использовании опытного высококвалифицированного персонала, строгом соблюдении техники безопасности и прочих политик Компании. Как вы совмещаете передовой зарубежный опыт с российским know-how? PGS: PGS работает на рынке России уже с 90х годов прошлого столетия. За это время мы накопили очень значительные опыт и понимание условий российского рынка. Думаю, что эти знания в комбинации с нашим технологическим лидерством на международном рынке и помогают нам сохранять высокую конкурентоспособность на этом непростом рынке. Уверен, что как и Роснефть,

46 ROGTEC

так и Газпром смогут этот подтвердить. Кроме этого, нам удалось привлечь в нашу российскую команду профессионалов высочайшего класса. Уверен, что такие имена, как Юрий Ампилов, Владислав Долгов, Дмитрий Батурин известны многим, работающим в этой отрасли. Здесь же я должен упомянуть, что с 2006 года в России успешно работает совместное предприятие PGS Khazar, в котором мы и внедряем лучшую практику PGS. С 2011 года PGS Khazar представляет нашу компанию на эксклюзивных условиях и по проектам в российской Арктике. Шлюмберже: Приоритетом компании Шлюмберже в области новых технологий и программных продуктов, которые мы поставляем на рынок, является высокая производительность наших продуктов, интеграция всех специалистов для работы на основе единой платформы и возможность расширения функционала. Расширение функционала осуществляется с помощью открытой среды программирования Ocean, которая позволяет любому специалисту, знакомому с основами программирования, реализовать свои наработки и добавить их в Petrel. То есть, любой алгоритм, любая компьютерная технология, которые являются стандартом в вашей компании могут быть внедрены и адаптированы в интегрированную среду Petrel. Кроме этого, мы располагаем группой специалистов в России, которые оказывают поддержку пользователям программного обеспечения, проводят обучения и оказывают консалтинговые услуги. Естественно, эти специалисты осведомлены о потребностях наших российских пользователей и доносят их до разработчиков ПО. ION Geophysical Corporation: Российский опыт разведки и освоения морских месторождений в Арктике не имеет аналогов. Для любой компании было бы чересчур самонадеянным рассматривать возможности разведки и освоения Арктики без использования российского опыта. ГЕОТЕК Холдинг: Специалисты нашей компании внимательно отслеживают появление новых технических, технологических и методических решений. После оценки их производственной и/ или экономической эффективности проводится анализ применимости в конкретных условиях и возможности получения конкурентных преимуществ. Все новые методики/технологии, применимые в конкретных районах работ и вызывающие интерес у Заказчиков, опробуются в производственном режиме и встраиваются уже существующие технологические процессы территориальных подразделений. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

Александр Дементьев уже очень давно работает в нефтегазовой отрасли: он начал свою карьеру в Kvaerner Group в 1993 году, после чего работал во многих лидирующих отраслевых компаниях, включая StatoilHydro и Storvik & Co. В 2005 году он основал консалтинговую компанию Red Star Consulting. В настоящее время Александр Дементьев – региональный менеджер по СНГ компании Petroleum Geo-Services. Alexander Dementjev is an oil and gas veteran, having first started in the industry with Kvaerner Group in 1993. He worked with some of the industry’s leading companies, including StatoilHydro and Storvik & Co, before founding Red Star Consulting in 2005. He is currently the Regional Manager, FSU, for Petroleum Geo-Services.

Екатерина Солоха, специалист по развитию бизнесса, Шлюмберже. В 2001 году окончила Московскую Геологоразведочную Академию по специальности «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых», в 2006 году защитила кандидатскую диссертацию. Профессиональную деятельность начала в 2000 году, занималась обработкой региональных сейсмопрофилей, отвечала за комплексную обработку и интерпретацию данных сейсморазведки и потенциальных полей. С 2007 года работает в компании Шлюмберже. Сфера научных интересов: вероятностно-статистические методы обработки геофизической информации, компьютерные технологии. Автор ряда научных статей и публикаций. Ekaterina Solokha In 2001 she graduated from Moscow State Geological Prospecting University, qualified as an engineer specialized in Geophysical methods of Prospecting and Exploration of Mineral Deposits, obtained an academic degree - Candidate of Science (Engineering) in 2006. She started her professional career in 2000, was engaged in the processing of regional seismic profiles, in charge of integrated processing and interpretation of seismic and potential fields. Since 2007 she has been working in Schlumberger. Her scientific interests include probability and statistical methods of processing of geophysical data and computer technologies. She is the author of several scientific articles and publications.

www.rogtecmagazine.com

Джо Галиарди директор по развитию арктических технологий и проектов компании ION Geophysical Corporation. Должностные обязанности: разработка технических решений (в т.ч. оборудование и технологии) для проведения совместных и мультиклиентных сейсмических исследование в районах крайнего севера (Арктика). Г-н Галиарди работает в ION Geophysical Corporation с 2005 г. До последнего назначения занимал должность руководителя подразделения по регистрации данных. На этой должности г-н Галиарди осуществлял общее руководство всеми проектами регистрации сейсмических данных компании ION Geophysical Corporation. Г-н Галиарди имеет опыт работы в компании GSI и до прихода в ION Geophysical работал в полевых сейсмопартиях и подразделениях по обработке данных сейсморазведки на разных управленческих должностях в специализированных геофизических компаниях. Joe Gagliardi is ION Geophysical Corporations Director of Arctic Solutions & Technology, where his focus is on the development of proprietary solutions (equipment & procedures) for the acquisition of Multi-client and proprietary seismic surveys in the global Arctic region. Joe has been with ION Geophysical Corporation, since 2005, and last served as Acquisition Manger, where he undertook the global project management of all of ION Geophysical Corporation’s seismic data acquisition projects. Joe has a GSI heritage, and prior to joining ION Geophysical, he held various global positions in both field crew management and seismic data processing for multiple seismic contractors.

Рахматулин Рустам Рашидович старший вице-президент «ГЕОТЕК Холдинг». В 1996 г. окончил Московский государственный институт международных отношений (Университет) МИД России. С 2000 по 2007 год. занимал руководящие должности в крупных производственных компаниях. С 2007 года работает в «ГЕОТЕК Холдинг» - крупнейшей геологоразведочной компании в России. В его обязанности входит формирование стратегии развития, продажи и маркетин. Rustam Rashidovich Rakhmatulin Senior Vice President of “GEOTEK Holding”. He graduated in 1996 from Moscow State Institute of International Relations (University) MFA Russia. From 2000 to 2007 he held senior positions in large manufacturing companies. Since 2007 he has been working in “GEOTEK Holding”.

ROGTEC 47

Разведка в Арктике набирает обороты

Arctic Exploration Pace Picks Up

Озноб неуверенности в Industry’s cold feet begin отрасли сменяется горячей to thaw as activity hots up активностью

Марк Томас

Mark Thomas

Ни для кого не новость, что шельфы арктических морей богаты огромными запасами нефти и газа, хотя сегодня в арктических водах добывается довольно малое количество углеводородов. Постепенно стихающие споры о невозможности ответственной разведки и добычи в регионе привели к тому, что существование Арктической нефтегазоносной области становится реальностью.

The fact that the Arctic offshore contains huge estimated oil and gas reserves is nothing new, despite the relatively small amount of hydrocarbons currently being produced from its waters. But a gradual thawing in the arguments against why responsible exploration and development activity cannot take place has brought the industry to a point where the Arctic as an offshore oil and gas province is a reality.

В последнее время можно наблюдать феномен массового энтузиазма: Арктику начинают воспринимать как регион, где углеводороды можно добывать безопасно и рентабельно. Многие, занятые в бизнесе разведки и добычи, до совсем недавнего времени (а ситуация изменилась лишь в последние год-два) сомневались, можно ли действительно, в этом наиболее суровом из регионов, преодолеть сложности, связанные как с технологическими аспектами, так и с тяжестью общественного мнения, сложившегося после экологических катастроф, таких, как трагедия на проекте Макондо в Мексиканском заливе.

The groundswell of industry opinion towards accepting the Arctic as a place where production can be achieved safely and economically has been a recent phenomenon. Many within the Exploration & Production business had doubts up until the past year or two as to whether this harshest of environments could be truly overcome, both in terms of the technological challenges as well as the weight of public opinion following environmental disasters such as the Macondo tragedy in the Gulf of Mexico.

Однако, последние достижения в области решений для разработки отдаленных и морских

48 ROGTEC

But the advances in remote and subsea field development solutions, ice-resistant platforms, longdistance pipeline tiebacks, flow assurance innovations and ROV/AUV abilities, largely as a response to the industry’s move into deep and ultra-deep waters around www.rogtecmagazine.com

Фото предоставлено ДМНГ - Photo courtesy of DMNG

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ

ARCTIC DEVELOPMENT месторождений, ледостойких платформ, элементов обустройства подводных трубопроводов повышенной досягаемости, инноваций в области обеспечения беспрепятственного движения флюида, НПА/ТПА, появившиеся благодаря переходу к добыче в глубоких и сверхглубоких морских водах по всему миру, свидетельствуют о том, что как с технической, так и с экономической точки зрения, теперь месторождения смогут разрабатываться безопасно и рентабельно.

the world, means that from a technical and commercial perspective fields are now able to be developed economically and safely.

Такова, безусловно, точка зрения российских властей, продолжающих форсировать вопросы разведки в Заполярье, в то время как аналогичные органы на Аляске и в Канаде, к примеру, вновь откладывают свои геологоразведочные мероприятия, продолжая пересматривать нормы закона в области добычи в море и разбираться с общественным беспокойством, вызванным утечкой на Макондо.

Russia’s momentum is evidenced by the imminent planned startup of first commercial offshore oil drilling in Russia’s Arctic waters from the Prirazlomnoe platform in the Pechora Sea, while the flagship project for this region will of course be Phase One of the giant Shtokman gas and condensate field in the Barents Sea, which will see the use of advanced subsea production systems and an FPSO/FPU installation equipped with a quick-disconnect system.

This is certainly the belief of the Russian authorities, who remain keenest to press ahead with Arctic exploration while equivalent authorities in Alaska and Canada, for example, continue to delay activities while they review their offshore regulations and deal with public concerns following the Macondo spill.

Движение России в These advances are заданном направлении leading to a growing подтверждается number of link-ups грядущим between western планируемым majors and the Russian запуском первого state oil and gas коммерческого companies as they проекта по бурению position themselves to в российских jointly tackle the Arctic арктических водах and sub-Arctic regions, Платформа Приразломная на участке ее установки на платформе where companies The Prirazlomnoe platform on its field location site Приразломная в such as Shell and Печорском море, ExxonMobil have хотя, безусловно, already established флагманским проектом для региона станет strong footholds in areas such as Sakhalin off Russia’s первый этап освоения гигантского Штокманского eastern shores. газоконденсатного месторождения в Баренцевом море, где будут использоваться передовые ExxonMobil’s deal last year to step into BP’s, подводные производственные системы, включая unexpectedly empty, shoes and sign a co-operation МЛТП/ПДК, оборудованный системой быстрой agreement with Rosneft that gave it access to frontier отстыковки. high-potential Arctic blocks in the northern Kara Sea was the most high-profile of these recent strategic moves. Эти достижения способствуют росту деловых связей между крупнейшими западными добывающими But that deal also accentuated a key condition of the компаниями и российскими государственными industry’s planned entry into the Arctic – that the appropriate нефтегазовыми компаниями в их подготовке environmental preparation, wildlife habitat and ecosystem к совместному освоению арктического и protective measures and oil spill response capabilities have субарктического регионов, где такие компании, как to be seen to be in place right from the start. Shell и ExxonMobil уже заняли прочные позиции в таких районах, как остров Сахалин на восточных Part of the ExxonMobil-Rosneft deal is an example of рубежах России. this, with the two companies agreeing to establish a www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 49

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ Наиболее заметным из последних стратегических маневров стала прошлогодняя сделка ExxonMobil по занятию так внезапно опустевшего места BP и подписанию соглашения о сотрудничестве с Роснефтью, что обеспечило ExxonMobil доступ к переднему краю высокопотенциальных арктических блоков на севере Карского моря. Эта сделка также подчеркнула ключевое из условий планируемого вступления в арктический регион – все природоохранные мероприятия и меры по защите экосистем и местообитаний животных, а также подготовленность к ликвидации аварийных разливов углеводородов должны быть обеспечены с самого начала. Хорошим примером этому может служить часть сделки между ExxonMobil и Роснефтью: компании договорились о создании совместного Центра по исследованию и проектированию разработки морских месторождений Арктики (ARC) в СанктПетербурге, где будут работать представители и Роснефти, и ExxonMobil. Центр будет использовать собственные запатентованные технологии компаний, и разрабатывать новые решения для поддержки арктических проектов, включая разработку технологий бурения и строительства плавучих производственных комплексов и платформ ледового класса. Важность расширения возможностей отрасли была подчеркнута на недавнем собрании представителей нефтегазовой отрасли, правительственных органов и научного сообщества в г. Тромсё, Норвегия. Докладчиками от ассоциации операторов нефтяной отрасли ПНГ (Производителей Нефти и Газа) были Джоэп Коппс, вице-председатель АПНГ. Он, в частности, сделал акцент на усилиях целевой группы по координации работы в Арктике АПНГ, и объяснил, как нефтегазовая отрасль может способствовать устойчивому развитию Крайнего Севера. Недавно АПНГ разработала СОП (совместную отраслевую программу) по технологиям ликвидации аварийных разливов нефти в Арктике, собрав вместе таких крупных игроков отрасли, как Shell, ExxonMobil, Statoil, BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, North Caspian Oil Company и Total. Усилия по совместным исследованиям направлены на расширение базы отраслевых знаний и возможностей по предотвращению и ликвидации аварийных разливов нефти в Заполярье. Программа включает в себя исследовательские проекты в семи ключевых областях: » поведение нефти в дисперсном состоянии подо льдом и проверка эффективности дисперсантов в

50 ROGTEC

joint Arctic Research and Design Centre for Offshore Development (ARC) in St. Petersburg staffed by employees from both Rosneft and ExxonMobil. The centre will use proprietary technology, and will develop new solutions to support joint Arctic projects, including ice-class drilling and production ships and platforms. This focus on expanding current industry capabilities was stressed at a recent gathering of representatives from industry, government and academia in Tromsø, Norway. Speaking there from the oil industry operators association OGP (Oil & Gas Producers) was Joep Coppes, OGP’s Vice Chairman. He in particular highlighted the work of OGP’s Arctic Co-ordination Task Force and explained how the oil and gas industry can contribute to the sustainable development of the ‘High North’. The OGP has just formed the Arctic Oil Spill Response Technology JIP (Joint Industry Program), bringing together such heavyweight players as Shell, ExxonMobil, Statoil, BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, North Caspian Oil Company and Total. The collaborative research endeavour is aimed at expanding industry knowledge of, and capabilities in, Arctic oil spill prevention and response. The Programme will undertake research projects in seven key areas. These are: » Behaviour of dispersed oil under ice and dispersant efficacy-testing in Arctic environments » Environmental impacts of Arctic spills and the response to them » Trajectory modelling in ice » Oil spill detection and monitoring in low visibility and ice » Mechanical recovery » In-situ burning in Arctic environments » Experimental field releases JIP Program Manager Joe Mullin explained: “Prevention of oil spills is a priority for industry, as is the response to any spill that may occur. In the last few decades, the oil and gas industry has made significant advances in Arctic spill prevention and response technology and by working together in this 4-year JIP we will increase knowledge and opportunities to test equipment, conduct field experiments and develop oil spill response technology. That is why we have made this major research commitment to support responsible Arctic exploration and development.” OGP Technical Director John Campbell added: “We attracted a good level of discussion and interest in the industry’s Arctic activities. By presenting the work of the Arctic Co-ordination Task Force and Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme, we are able to demonstrate the industry’s commitment to www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 51

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ

Моторное судно Академик Фресман, используемое TGS-NOPEC в партнерстве с ДМНГ готовится к проведению 2D сейсморазведки на площади 7700 км в российском Заполярье - в Море Лаптевых и в Восточно-Сибирском Море. Данные будут доступны для клиентов в первом квартале 2012 года. Фото предоставлено компанией ДМНГ. The M/V Akademik Fersman vessel, used by TGS-NOPEC in partnership with DMNG to shoot a 2D survey cover 7,700km in the Russian Arctic, in the Laptev Sea and East Siberian Sea. The data from the shoot is due to be available to clients in the first quarter of 2012. Photo courtesy DMNG

условиях Арктики » воздействие разливов нефти на окружающую среду в Акртике и их ликвидация » моделирование траектории перемещения нефти в ледовых условиях » обнаружение разливов нефти и их мониторинг при плохой видимости и подо льдом » механический сбор » сжигание нефти непосредственно на месте разлива в условиях Арктики » экспериментальные разливы нефти на участках работ Менеджер программы СОП Джо Маллин сказал: “Предотвращение разливов нефти – приоритетная задача отрасли, так же, как и ликвидация разливов в случае их возникновения. В последние несколько десятилетий, нефтегазовая отрасль добилась значительных успехов в области предотвращения и ликвидации аварийных разливов нефти, и теперь, совместно реализуя данную четырехлетнюю СОП, мы сможем нарастить базу знаний и возможностей, проводить испытания оборудования, полевые экспериментальные исследования и развивать технологии ликвидации разливов нефти. Именно для этих целей мы создали этот крупнейший исследовательский проект по поддержке ответственной разведки и разработки месторождений в Арктике. Технический директор АПНГ Джон Кэмпбелл добавил: “Мы привлекли большое общественное

52 ROGTEC

working together to enhance industry capabilities and co-ordination in Arctic and cold region environments.” The growing confidence in the industry’s ability to work safely in the Arctic has led companies such as Chevron, one of the members of the oil spill response JIP, to hold talks with senior Russian government officials about Arctic exploration. Chevron’s Russian chief Andrew McGrahan discussed the development of the country’s Arctic reserves with the country’s Deputy Minister for Natural Resources, Denis Khramov, as well as talking about changes to the investment climate and tax regime for oil companies operating there, said the ministry in a statement. Khramov said his ministry is preparing changes to the current legislation, including liberalising access to offshore reserves and lowering taxes. The changes will be reviewed by the government in the second quarter of this year. This follows broad hints from the reinstated Russian leader Vladimir Putin that he will allow non-state companies to operate in the country’s northern seas. President Putin went on record during his election campaign as saying that non-state companies should be allowed to explore offshore reserves, in compliance with the toughest environmental standards, in order to avoid a fall in Russia’s hydrocarbon production. With only Gazprom and Rosneft having the rights to develop strategic offshore reserves, that is almost an impossible www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT внимание и интерес, создали платформу для дискуссии по отраслевой активности в Арктике. Представляя работу целевой группы по координации работы в Арктике АПНГ и СОП по технологиям ликвидации аварийных разливов нефти, мы демонстрируем приверженность отрасли к совместной работе по улучшению возможностей и координации совместных усилий в Арктическом и других районах с суровым климатом. Растущая уверенность в том, что безопасная добыча углеводородов в Арктике возможна, позволила таким компаниям, как Chevron, одной из членов СОП, провести переговоры с высшими правительственными органами в России на тему разведки в Заполярье. Глава российского представительства Chevron Эндрю МакГрэан обсудил разработку запасов углеводородов в российском Заполярье с заместителем министра природных ресурсов Денисом Храмовым; в беседе также поднимались вопросы изменения инвестиционного климата и режима налогообложения для нефтяных компаний, работающих в регионе, как говорится в заявлении министерства. Храмов заявил, что министерство готовит изменения в существующее законодательство, включая либерализацию

task unless non-state players are allowed to take lead roles in new offshore projects. The central decision opening the Russian Arctic was passed by the country’s Parliament back in 2008, as an amendment to a law on subsoil resources. This allowed the ministry of natural resources to transfer offshore blocks to state-controlled oil companies in a no-bid process that does not involve detailed environmental reviews. The potential of these offshore blocks is huge – Natural Resources Minister Yuri Trutnev said late last year that preliminary forecasts for resources on the Russian Arctic shelf are comparable to those on the country’s mainland. The currently accepted figure from the US Geological Survey puts the figure at an estimated 90 billion barrels of oil and 1.668 trillion cubic feet of gas, representing 13% of the world’s undiscovered oil. The amount of seismic surveys and data processing projects is consequently expected to rise as new operators eventually take over some of these licences and seek to progress with drilling plans as part of their agreed work programs. The past year has already seen a number of new surveys carried out, with companies such as TGS-NOPEC late

110 000 ТОНН НОВЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ

Мы управляем крупнейшим в мире многоцелевым флотом полупогружных судов для перевозки крупнотоннажных грузов. Сегодня мы счастливы представить вам судно Dockwise Vanguard - новый тип крупнотоннажного судна с грузоподъёмностью до 110 000 метрических тонн. Кроме возможностей транспортировки крупногабаритных конструкций верхних строений платформ и платформ типа FPSO, судно Dockwise Vanguard может быть использовано в качестве сухого дока для платформ FPSO во время их техобслуживания, ремонта либо освидетельствования, позволяя оставаться на месте их географического местонахождения и подключенными к рабочим системам. Мы снова бросаем вызов пределам возможностей в океанских перевозках и монтаже максимально тяжелых грузов. CONSIDER IT DONE!

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ доступа к шельфовым запасам и снижение налогов. Изменения будут рассмотрены правительством во втором квартале текущего года. Это также совпадает с намеками переизбранного российского лидера Владимира Путина о том, что неправительственные нефтегазодобывающие компании также смогут работать в северных морях страны. Президент Путин во время своей предвыборной кампании официально заявил, что неправительственные компании должны получить возможность разведки запасов в море, при строгом соблюдении природоохранных норм, чтобы предотвратить снижение производства углеводородов в России. Сейчас, когда право на разработку стратегических шельфовых запасов принадлежит лишь Газпрому и Роснефти, такую задачу практически невозможно решить, не позволив неправительственным компаниям занять центральное место в новых морских проектах. Основное решение по открытию российских арктических вод было принято парламентом страны в 2008 году, когда вступила в действие поправка к закону о недрах. Эта поправка позволила министерству природных ресурсов передавать участки шельфа государственным нефтяным компаниям на бесконкурсной основе, не требующей проведения детальных природоохранных исследований. Потенциал участков на шельфе огромен – министр природных ресурсов Юрий Трутнев сказал в прошлом году, что по предварительным прогнозам, объемы запасы российского арктического шельфа сравнимы со всеми запасами страны на суше. В сегодняшних оценках геологической службы США, называются цифры в 90 миллиардов баррелей нефти и 1.668 триллионов кубометров газа, что составляет 13% от общего объема неразведанных запасов нефти в мире. Ожидается, что количество сейсморазведочных работ и проектов по обработке данных будет расти по мере того, как операторы будут приобретать лицензии на эти участки и продвигаться вперед с буровыми работами в процессе реализации уже согласованных ими рабочих программ. В прошедшем году уже были осуществлены несколько сейсморазведочных проектов, когда такие компании, как TGS-NOPEC в конце прошлого года провела 2D-разведку на площади 7700 км в российской части Арктики (4500 км в Море Лаптевых и 3200 км в Восточно-Сибирском море). Этот конкретный сейсморазведочный проект был осуществлен в партнерстве с компанией

54 ROGTEC

last year shooting a 2D survey over an area of 7,700km in the Russian Arctic (4,500km in the Laptev Sea and 3,200km in the East Siberian Sea). That particular survey was done in partnership with Dalmornefte Geophysica Yuzhno-Sakhalinsk (DMNG) under a 2D co-operation agreement signed at the beginning of 2011. The seismic data was acquired by the vessel M/V Akademik Fersman and will be available to clients from late in the first quarter of this year. The survey was supported by industry funding. TGS also carried out a 3D multi-client survey covering 1,500 square kilometres between the Finnmark Platform and Nordkapp Basin in the Barents Sea. The 150km long survey follows the bended strike direction of the inverted margin between the two major structural elements in the region. “We believe the survey will be instrumental in reducing trap risk on the narrow structural trend stretching east to the border of the previously disputed zone between Norway and Russia,” said Kjell Trommestad, Senior Vice President and General Director of Europe and Russia for TGS at the time of the survey announcement. The seismic data was acquired by the M/V Polar Duke and is planned to be available to clients by the second quarter of 2012. The survey was again supported by industry funding. Rosneft itself plans to commission a 3D survey in the southern part of the Barents Sea in this year’s summer season. The company’s President, Eduard Khudainatov, was reported as saying that the company planned to have a ship there by around May this year. Before that it also plans to carry out seismic activity on its blocks in the Kara Sea, while in the Yuzhno-Russkoe licence area in the Pechora Sea a 2D survey is also lined up. Seismic specialist ION Geophysical, meanwhile, undertook activity in Russia’s Exclusive Economic Zone during last year’s summer season. In addition to a Northeast Greenland survey, it also performed a survey by order of the Federal Subsoil Resources Management Agency, under the guidance of the State Research Navigation and Hydrographic Institute. This is in support of a planned submission by Russia to the United Nations for an extension of the limits of Russia’s continental shelf. Seismic data (approximately 6,000km) was acquired, culminating in the acquisition of data at a distance of less than 300km from the North Pole. ION said that its regional exploration teams now have more than 55,000km of deeply imaged seismic data in the Arctic region covering the Beaufort-MacKenzie, Banks Island, Chukchi, East Greenland Rift and Danmarkshavn basins. It also added that the successful acquisition, during an extremely challenging ice year, was further validation www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT

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 55

РАЗРАБОТКА В АРКТИКЕ Дальморнефтегеофизика Южно-Сахалинск (ДМНГ) по договору о совместном проведении 2D разведки, подписанному в начале 2011 года. Для получения сейсморазведочных данных использовалось моторное судно Академик Фресман; эти данные будут доступны для клиентов в конце первого квартала текущего года. Данный проект был осуществлен при финансовой поддержке отраслевых компаний. Кроме того, компания TGS также выполнила 3D разведку для нескольких клиентов на территории 1500 кв. км между платформой Finnmark и бассейном Нордкап в Баренцевом Море. Площадь сейсморазведочных работ протягивается на 150 км вдоль обращенного к центру площади изгиба границы между двумя крупнейшими структурными элементами в этом районе. “Мы считаем, что проведение сейсморазведки позволит снизить риск отсутствия ловушек, связанных с узкой локальной структурной зоной, находящейся восточнее границы области, ранее считавшейся спорной между Норвегией и Россией”, сказал Кйелл Тромместад, старший вице-президент и генеральный директор по работе в Европе и России компании TGS, давая официальное заявление об этом сейсморазведочном проекте. Для получения данных сейсморазведки использовалось моторное судно Polar Duke; эти данные будут доступны для клиентов во втором квартале текущего года. Этот сейсморазведочный проект также был осуществлен при финансовой поддержке отраслевых компаний. Роснефть планирует провести 3D сейсморазведку в южной части Баренцева Моря этим летом. Сообщается, что президент компании, Эдуард Худайнатов, заявил, что компания планирует отправить судно на участок работ в мае текущего года. До этого, также планируется провести сейсморазведочные работы на участках компании в Карском Море, в то время как лицензия на 2D съемку на месторождении Южно-Русское в Печорском море также уже готовится к выполнению. Тем временем, специализирующаяся на сейсморазведке компания ION Geophysical провела прошлым летом мероприятия в российской исключительной экономической зоне. Помимо разведки на северо-востоке Гренландии, компания также провела исследования по заказу Федерального Агенства по Недропользованию и под руководством Государственного научно-исследовательского навигационно-гидрографического института. Данное исследование будет использовано как часть обоснования планируемой заявки России в ООН на расширение границ российского континентального шельфа. Полученные сейсморазведочные данные (примерно 6000 км) стали кульминационным моментом разведки территории, находящейся меньше, чем в 300 км от Северного Полюса.

56 ROGTEC

of its proprietary, purpose-designed marine streamer technology that enables data acquisition under ice. In another sign of the upstream industry’s growing confidence in the opening up of Russia’s Arctic, seismic contractors – like the oil companies – have also started to position themselves for the longterm market. 3D towed streamer specialist Polarcus last year signed a 5-year Bareboat Charter Party Agreement (BBCP) with Russia’s OAO Sovcomflot (SCF). The deal will see Sovcomflot charter the 3D vessel Polarcus Selma, inclusive of an 8-streamer seismic equipment package, from Polarcus at a rate of US $69,500 per day. Crucially both companies stated that the BBCP was viewed “as the first step towards a larger strategic business alliance to serve the growing Russian seismic market”. Peter Zickerman, Executive Vice President at Polarcus, commented at the time of the signing: “This important agreement will afford Polarcus and Sovcomflot unparalleled access to the Russian market and most significantly to possibly the world’s last and largest oil frontier, the Arctic. There is very good synergy between our companies, with our own strategic focus on the Arctic frontier and investment into Arctic-ready technologies, and Sovcomflot’s leadership in key Russian oil and gas development projects in harsh ice environments. We believe the BBCP and the LOI for support services will be just the beginning of a long and successful relationship with Russia’s largest shipping company as they aspire to broaden their focus from energy transportation to energy supply.” The Polarcus Selma is a sister ship to Polarcus Samur, an ultra-modern and Arctic-ready 3D seismic vessel capable of towing both conventional and wide tow spreads. France’s CGGVeritas, meanwhile, created a joint venture with JSC Geotech Holding to operate 2D and 3D marine seismic vessels, primarily in Russian and CIS waters. The JV will provide marine seismic data acquisition and processing services for oil and gas clients operating locally in Russia and CIS, with CGGVeritas making one 2D ice class vessel and one 3D ice class vessel available to the joint venture. Jean-Georges Malcor, CEO at CGGVeritas, said that Russian and CIS Arctic exploration and production was becoming more and more important and that “entry to this very important Russian and CIS offshore market is a significant step forward for CGGVeritas. Our Joint Venture with Geotech, the leading seismic company in Russia and the CIS, creates a solid foundation for future growth in the region”. www.rogtecmagazine.com

ARCTIC DEVELOPMENT По словам представителей ION, региональные разведочные группы уже располагают данными (свыше 55000 км глубинных сейсморазведочных профилей) по арктическому региону, включая бассейн БофортМаккензи, бассейн острова Банкса, Чукотский бассейн, бассейн Восточно-Гренладнского рифа и бассейн Данмаркшавн.

Polarcus Selma – судно аналогичного класса с Polarcus Samur, ультрасовременного, оборудованного для 3D сейсморазведки в условиях Арктики и приспособленного для буксировки обычных кос и кос с большим разносом.

В заявлении компании также сообщается, что успешное получение данных во время особенно сложного в плане ледовой обстановки года, стало еще одним подтверждением надежности запатентованной технологии компании – специально разработанной сейсмокосы, позволяющей получать данные из-подо льда. Еще одним свидетельством растущей уверенности отрасли в предстоящем открытии российского Заполярья является то, что сейсморазведочные подрядные организации - как и нефтяные компании теперь позиционируют себя на рынке долгосрочного партнерства. Специализирующаяся в области 3D сейсморазведки буксируемой косой компания Polarcus в прошлом году подписала пятилетнее соглашение о фрахтовании бербоутного судна (СФБС) с российским ОАО “Совкомфлот” (СКФ). Сделка подразумевает фрахтование Совкомфлотом 3D сейсморазведочного судна Polarcus Selma, включая пакет оборудования с 8 буксируемыми косами, у компании Polarcus по цене 69500 долларов США в день. Принципиально, обе компании заявляют, что СФБС рассматривается как “первый шаг к более тесному стратегическому бизнес сотрудничеству, которое будет способствовать росту российского рынка сейсморазведочных услуг”. Питер Зикерман, исполнительный вице-президент Polarcus, прокомментировал ситуацию во время подписания договора: “Это важнейшее соглашение обеспечит компаниям Polarcus и Совкомфлот беспрецедентный уровень доступа на российский рынок и, что наиболее значимо, к вероятно, последнему и крупнейшему из мировых нефтяных передовых рубежей – Арктическому региону. Наши компании теперь обладают огромным преимуществом синергической связи: стратегическим центром внимания нашей компании является передовой рубеж Арктики и инвестиции в арктические технологии, а Совкомфлот является лидером в ключевых российских проектах по разработке российских нефтегазовых проектов в суровых ледовых условиях. Мы считаем, что СФБС и соглашение о намерениях по оказанию вспомогательных услуг станут лишь началом долгого и плодотворного сотрудничества с ведущей российской судоходной компанией по мере того, как она планирует расширение своей деятельности от энергетических перевозок к деятельности, связанной с электроснабжением. www.rogtecmagazine.com

Специализирующаяся на 3D съемке компания Polarcus в прошлом году подписала с компанией Совкомфлот пятилетнее соглашение о фрахтовании бербоутного судна Вячеслав Тихонов (ранее – Polarcus Selma) для работы на российском шельфе. Обе компании заявили, что эта сделка может стать первым шагом на пути к дальнейшему стратегическому бизнес-партнерству по предоставлению услуг на растущем рынке морских проектов в России, в частности, в российском Заполярье. Судно работает на компанию Совкомфлот с конца прошлого года (фото предоставлено компанией Polarcus). 3D seismic vessel specialist Polarcus signed a 5-year bareboat charter last year with Sovcomflot for the Vyacheslav Tikhonov (formerly the Polarcus Selma) to work offshore Russia, in a deal that both said was likely to be the first step in a larger strategic business alliance between the two companies to serve the growing Russian offshore market and particularly the Arctic sector. The vessel has been working for Sovcomflot since late last year. (Picture courtesy of Polarcus.)

Тем временем, французская компания CGGVeritas создала совместное предприятие с АО Геотек Холдинг для эксплуатации судов, предназначенных для ведения 2D и 3D сейсморазведки, в основном, в водах России и СНГ. СП будет оказывать услуги по сейсморазведке и по обработке сейсморазведочных данных для клиентов в нефтегазовой отрасли, работающих в России и СНГ. Компания CGGVeritas предоставит в пользование совместного предприятия одно судно ледового класса для 2D разведки и одно судно ледового класса для 3D разведки. Жан-Жорж Малькор, председатель правления CGGVeritas, заявил, что разведка и разработка в Арктике для России и СНГ становится все более важной задачей и что “выход на этот исключительно важный рынок морских проектов в России и СНГ стал значительным прорывом для компании CGGVeritas. Наше совместное предприятие с АО Геотек, ведущей сейсморазведочной компанией России и СНГ, заложило прочный фундамент для дальнейшего развития региона”.

ROGTEC 57

РАЗВЕДКА

Отчеты Блэкберн: НЕФТЕГАЗОВАЯ ГЕОЛОГИЯ ДОЮРСКОГО ПЕРИОДА

Blackbourn Reports: PETROLEUM GEOLOGY OF THE PRE-JURASSIC Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting

II.3.1 Основные элементы углеводородной системы юрского времени Для многих нефтегазовых месторождений в различных областях ЗСБ, характерна продуктивность песчаных и алевролитовых коллекторов юрского времени. На некоторых месторождениях, продуктивными по нефти также являются трещиноватые коллекторы с большим содержанием органического вещества, принадлежащие к позднеюрской Баженовской свите, основному нефтегазоносному горизонту в пределах бассейна. Определено около двадцати коллекторовгоризонтов юрского периода (Ермаков и Скоробогатов, 1984). II.3.1.1 Коллекторы Коллекторы юрского времени, в основном, содержат скопления нефти, хотя скопления газа присутствуют на большой территории Березовской области в западной части бассейна (первые углеводороды ЗСБ были обнаружены именно здесь), а попутный и свободный газ зачастую встречается на многих нефтяных месторождениях. Газ и некоторое количество нефти также были обнаружены в песчаных и алевролитовых пластах юрского времени на нескольких месторождениях в северной части ЗСБ, все они также содержат газоконденсат в коллекторах

58 ROGTEC

Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

II.3.1 Main elements of the Jurassic hydrocarbon system Jurassic sandstone and siltstone reservoirs are productive within very numerous oil and gas fields in many parts of the West Siberian Basin (WSB). Several fields also produce oil from fractured reservoirs in the highly organicrich latest Jurassic argillaceous Bazhenov Suite, the main source horizon in the basin. Up to twenty Jurassic reservoir horizons have been identified (Yermakov and Skorobogatov, 1984). II.3.1.1 Reservoirs Jurassic reservoirs mostly host oil accumulations, although gas is produced over a wide area of the Berezov region on the western side of the basin (the first hydrocarbons discovered in the WSB), and associated or free gas is common in many of the oil fields. Gas and some oil have also been discovered in Jurassic sandstone and siltstone reservoirs in a few Northern WSB fields, all of which also produce gas-condensate from Cretaceous reservoirs. The Jurassic in the Northern WSB has not been thoroughly explored owing to its depth in many areas, and because of an abundance of developed gas reserves in shallower Cretaceous reservoirs. Many more accumulations have been discovered to date within Late Jurassic reservoirs than in the Early or Middle Jurassic. Three main Late Jurassic plays are recognized: www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION o

60 oE

80 oE

70 E Blackbourn

Geological Services Ltd

Граница Западно-Сибирской платформы Boundary of West Siberian Platform

Malygin

Tasiy

Syador

Предел залегания юрского несогласия Limit of Jurassic subcrop

70 N

W Tambey

Граница углеводородной провинции Hydrocarbon province boundary

N Bovanenko Kharasavey

Shtormov

S Tambey

E Bovanenko

Utrennee

Upper Tiuteisk Kruzenshtern

Главный разрыв Major fault

N Tambey

Gydansk

Nerstin

55km

W Seyakhin

Bovanenko

S Kruzenshtern

Neitinsk (Ney-to)

Baidarats

70 N

Geofizichesk Arktichesk (Arktiche)

Soletsk-Khanavei Trekhbugor E Bugor

Central Yamal’sk

Ust-Yuribey

Minkhov

Chugor’yakhin

Tota-Yakhin

Khambatei Nurmin

Antipayutinsk

N Kamennomys

Semakovsk Kamennomys

Parusnoe

Maloyamal’sk

E Messoyakha

W Messoyakha

Rostovtsev

Obskoe

Suzunsk

Nakhodkinsk Yamburg Novoportov

S Messoyakha

Yurkharovsk

Vankor

Pyakyakhinskoe

Perekat Salekaptskoe

N Urengoi

N Khal’merpayntin

Lodochnoe

Khalmerskoe

Kharvutinsk Tasov

N Samburg

Tagul’skoe

E Tasov

Ta z

Russkorechenskoe

En-Yakhin Neponyatnoe

Pestsov

Zapolyar

Samburg S Samburg

Medvezh’e

65 oN

E Urengoi Yubileinoe

Nadymsk

Urengoi

Beregov

Novochacel’

Pyreinoe

Pangodinsk

W Tarkosalin

N Kazymsk

Krasnoleninsk Tugrov (E & W) Upper Kondinsk

60 oN

Symor’yakhskoeYakhlinsk W Talinsk

E Pyakutinskoe

E Kazym

Punginsk

Sugmut Romanov

Olkhovskoe

Pul’puyakhsk

N Soimlorskoe

Bolshoe

Tsentralnoe Nazymskoe

Posnokortskaya

Rogozhnikovskoe

Lebyazh’e

Em-egovsk N Kamennoe Pal’yanovsk

Central Nazymsk

Kochevskoe

N Kamynskoe Upper Lyaminsk Aipimskoe

Festivalnoe

Vengapur

Vyintoisk Pogranichnoe

N Konitlor

Chatyl’kin Ravninoe

S Vengapur Ikilorskoe

Lower Sortymskoe

Dekabr’sk

Yarainerskoe

Novogodnee

Kholmogorsk

Turinsk

Aprel’sk

W Noyabrsk

Karamov

Trom’egansk

Tektokharampur Kharampur S Kharampur

S Tarkosalin Vengayakhinskoe Etypurskoe

Tyansk E Trom’egansk

Karempostskoe N Rogozhnikov

S Tarasov

Krainee W Sutorminsk Sutorminsk

Terel’

Taz

Nulin-Tursk

m dy

Upper Chasel’sk

Khanchei

E Tarasov Ust’Tarasov Kharampur W Kharampur

Barsukov Komsomol’skoe Muravlenkovsk

Lykhminsk

S Syskonsyn’in

Von’egansk

S Khadyr’yakin

Gubkin Purpeiskoe N Tarasov

Upper Purpeiskoe

S Khulymsk

65 oN

Ust’-Chasel’sk

W Purpeiskoe

Central Khulymsk

Kislorskoe

Peschanoe Oval’noe

Kynsk

S Tanlov

Chuel’sk

Gornoe W Shukhtungortsk W Ozernoe E Shukhtungortsk Serginskoe E Ozernoe N Sote-Yugansk S Sote-Yugansk

Fakhirov

Yumantyl’

E Tarkosalin

Karasevskoe

S Alyasov

Paul’-Tursk N Igrimsk E Syskonsyn’in W Syskonsyn’in S Igrimsk

Termokarstovoe

Khadyr’yakhin

N Komsomol’skoe

Berezov

Chernichnoe

S Geolog

S Pyreinoe

N Gubkin N Alyasov Deminsk Pokhromsk

S Russkoe

Evo-Yakhinsk

Yamsoveiskoe

NADYM

Mangazeyskoe

YaroYakhinskoe

Pur

Nydinsk

Russskoe

W Zapolyarnoe S Purovskoe

Sandibinsk

Kogolymsk S Yagunsk Gribnoe

Kamynskoe Alekhinskoe

Valuninsk

Povkhov

N Var’eganskoe

Kholmistoe

Tevlinsk

S Udmurtskoe

Konitlor Vat’egansk

Upper W Sorymskoe Lovinsk & Suprinskoe Kolik’egansk Tutlimsk Bittem Tagrinskoe W Lovinsk Taibinskoe Shushminskoe E Inginsk W Var’eganskoe Studenoe Lyantorskoe Talinsk Galyanovsk E Yagunskoe Kar’yaunskoe E Sakhalinskoe Talnikov N Danilov Var’egan Inginsk Sorymskoe Maslikhovsk Paitykhskoe Lem’insk Vachimskoe N Siktorsk Yavinlorskoe Upper Lem’insk PottymskoTaplorskoe Savuisk Ravenskoe Saporkinskoe Inginsk N Minchimkin Kotyl’inskoe Sinyeganskoe Nong-egansk Kamennoe Minchimkin N Khokhryakovsk Lazarev W Danilov Rodnikov Van-eganskoe Elizarovsk Kurragansk S Potanaisk S Khadyr'yakhin Dunaev Danilov Filippovsk Kartop’ya-Okhansk W Kartop’insk Sakhalinskoe N Potanaisk Central Mulym’insk Iusskoe Logoboi Komar'insk Tyumensk Novo-Agan Yaunlorsk Ob Potanai Slavinskoe Fedorovskoe Bystrinskoe Russkinskoe Agansk Gun’egansk Uzno-Pokachev W Ubinsk Priobskoe Malochernogorsk Khultor Malobinsk Vontersk Tundrinsk Kayumovsk S Talin Nivagal’sk Potochnoe Khanty-Mansiisk Novomolodezhnoe Greater Solkinsk W Surgut Vershinnoe Ontokhskoe Chernogorsk N Teterevsk Uzbekskoe Ur’evsk Khokhryakovsk Pravdinskoe Saigatinsk Ruf’egansk E Teterevsk Erginskoe Enitorsk Prirazlom Shirokovskoe Samotlor S Teterevsk S Surgut Ershov N Salym W Ust’-Balyk W Mortym’insk, S S Tolumsk Mykhpaisk SURGUT Lokosovsk Mulym’insk N Mortym’insk, S N Tolumsk E Surgut N Pokursk Vatinsk Megionsk Sorominsk Permyakovsk Central Ust’-Balyk Pokamasov E Tolumsk Kolik-egansk Ombinsk Salym Tolumsk-Semividovsk Salym Chumpassk W Erginskoe Lower Vartov Upper Trekhozern E Semividovsk N Ostrovnoe Pylinsk E Sheburskoe Shapshinskoe N Trekhozern N Tarasov Mamontov Ostrovnoe Teplov S Mortym’insk Sovetsk Petelinskoe Orekhovsk Middle Strezhevoe W Mortym’insk, N Severnoe Shapshinskoe Malokondinskoe Koshil’sk N Mortym’insk, N S Vladigorskoe Chaprovskoe S Okhteurskoe Novopokursk Vakh Mortym’ya-Teterevsk N Kondinskoe Ob S Balyk Lower S Vakhsk Ermakov Shapshinskoe Molorechensk Kondinskoe Fakhirov Taezhnoe Lineinoe W Salymsk Nezhadannoe Yamskoe Gorstovoe Zaozernoe NIZHNEMalobalyk Vadelypskoe Protochnoe W Malobalyk Central Maiskoe Chebach’e Endyrskoe Balyk Malo-Yugansk VARTOVSK W Karemskoe N Chupal’skoe Upper Lukoshkin- Kondakovsk Alenkinsk Aleksandrov Tungol’ Chupal’skoe Salym Yarskoe S Aleksandrov Zimnee Vartovsk Upper Khvoinoe Nazin W Nazin Achimov Koltogorskoe Chapaev Nikol’sk N Dem’yansk Multanovsk Kvartov Kiev-egansk S Nazin Lower Keumskoe Prikoltogorskoe Poludennoe Matyushkinsk Tukansk Ambarskoe Kul’-Eganskoe

Enclosure 5

Irtysh

S Yarokskoe

Karabashsk

N Kal’chinsk

Tailakovsk

Pikhtovoye

Yakkunyakhskoe Pervomaisk

S Tailakovsk W Yutymskoe

Olen’e Grushev Stolbov Katyl’gin

Novo-Yutymskoe Duklin

Urnensk Usanovsk

TYUMEN

Taitymsk

Ust-Tegussk

UST’-TYM

N Vasyugansk

Lomovoe Ozernoe

Central Vasyugansk

W Katyl’gin

Snezhnoe Puglalymsk S Cheremshansk N Sil’ginsk Dvoinoe Ust’-Sil’ginsk Klyuchevsk Central Nyurol’sk Central Beloyarskoe Myl’dzhino Sil’ginsk Novovasyuganskoe Chvorov Kolotushnoe Pavlov Sobolinoe N Poselkov Rechnoe S Myl’dzhino Karasev Upper Shinginsk Salatsk Festival’ Moiseevsk Luginetsk Krapivinsk

Lontyn’yakhsk

NOV. VASYUGAN

W Krapivinsk

Glukhovsk E Moiseevsk S Festival Pon’zhev Tagai

Karaisk W Karaisk

Prirakhtovsk

Fedyushkin Igol’sk Talov

Sergeev

Bochkarev

Krylovskoe

Zarechnyi

Upper Tara Maloichsk Mezhovsk

Kolpashevskoe

Rybal’noe

N Ostaninsk Selimkhanovsk Pel’gin Maiskoe W Ostaninsk Ostaninsk S Tambaev Mirnoe Urmansk Pindzhinsk Elleisk Gerasimov Ellei-Igaiskaya E Archinsk N Kalinov N Tabagan Archinsk Kalinov Upper Kombarsk Lower Tabagan Smolyan Kulginsk S Tabagan Kazanskoe Chekov

55 N

W Luginetsk

Tevrizsk

Tolparov

Chkalovsk

Ledovoe

Aiyaunsk

Kal’chinsk

Irty sh

60 oN

Rakitinsk E Tara Tai-Dassk

E Mezhovsk Veselovsk E Mezhovsk

70 E

ysh

80 E

Enclosure II.1: Западной Сибири углеводородные провинции Enclosure II.1: West Siberia Hydrocarbon Provinces www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 59

РАЗВЕДКА мелового периода. Юрские отложения на севере ЗСБ не были исследованы детально в связи с большой глубиной заложения во многих областях, а также в связи с изобилием развитых газовых запасов в меловых пластах, залегающих значительно ближе к поверхности. В коллекторах поздней юры на сегодняшний день открыто значительно больше скоплений нефти, нежели в породах раннего или среднего юрского периода. Различают три основных плея позднеюрского периода: (1) песчаники Васюганской свиты поздней юры и ее латеральные эквиваленты; (2) песчаники и известняки Вогулкинской толщи; и (3) сланцы Баженовской свиты. Песчаные и известняковые горизонты Васюганской свиты представляют собой важные коллекторы южных, центральных и северных районов бассейна. Породы Баженовской свиты зачастую имеют мощность от 10 до 40 и более метров, и они широко распространены на территории всего ЗСБ. Значительные объемы углеводородов добываются из трещиноватых коллекторов Баженовской свиты в центральной части бассейна, особенно в Салыме и примыкающих районах. Продуктивностью отличаются также известняки Баженовской свиты в районе Сургута (Усманов и др., 2005). Породы Баженовской свиты также были обнаружены в Томской области, на севере ЗСБ, и в некоторых других районах. Коллекторы Баженовской свиты трещиноваты и характеризуются аномально высокими давлениями, особенно в зонах с высокой температурой. Проблемы добычи углеводородов еще не полностью решены, и отчасти по этой причине Баженовская свита является недоразведанной. Одним из предлагаемых методов значительного повышения добычи из пластов Баженовской свиты было горизонтальное бурение. Перспективными считаются Салымский и прилегающие к нему районы, Ханты-мансийская впадина, север среднеобской области и полуостров Ямал. Песчаники юрского времени умеренно насыщены полевыми шпатами (30-50% и выше), содержат 2045% кварца и 1-12% слюды, на севере ЗСБ становясь слегка более слюдистыми. Песчаные коллекторы поздней юры в юго-восточной части бассейна приурочены, в основном, к простирающимся с юга на север складчатостям дельтовых и пред-дельтовых фаций, растянувшихся вдоль восточной границы среднеобской области. Самые мощные и пористые песчаные коллекторы были обнаружены в этой зоне, многие из них отличались направлением каналов с севера на юг. Дельтовые фации имеют уклон к западу в сторону морских, богатых органическим веществом пластам глинистых сланцев. Схожие дельтовые фации встречаются в ранне- и среднеюрской Тюменской свите, хотя эти образования значительно богаче озерными и болотными отложениями, а песчаники

60 ROGTEC

(1) the Late Jurassic Vasyugan Suite sandstones and its lateral equivalents; (2) the Vogulka Suite sandstones and limestones; and (3) the Bazhenov Suite shale. Vasyugan Suite sandstone and siltstone beds are important reservoirs in the southeastern, central, and northern regions of the basin. The Bazhenov Suite is commonly 10-40 m or more thick and is widespread over much of the WSB. Significant production is obtained from fractured Bazhenov reservoirs in parts of the central basin, especially in the Salym and adjacent areas. Bazhenov Suite limestones are productive in the Surgut area (Usmanov et al., 2005). However, Bazhenov discoveries have also been made in the Tomsk region, in the Northern WSB, and in several other areas. Bazhenov reservoirs are fractured and generally overpressured, expecially in areas of higher temperature. Production problems have not yet been thoroughly resolved, and partly for this reason the Bazhenov has not been fully explored. Horizontal drilling has been suggested as a method of increasing production significantly from the Bazhenov Suite. The Salym region and adjacent areas, the Khanty-Mansi Trough, the northern Middle Ob region, and the Yamal Peninsula are thought to be prospective. Jurassic sandstones are moderately rich in feldspar (3050% or more), with 20-45% quartz, and 1-12% mica, becoming slightly more micaceous in the Northern WSB. Late Jurassic sandstone reservoirs in the southeastern part of the basin are associated mainly with an elongate southnorth trend of deltaic and fore-deltaic facies extending along the eastern border of the Middle Ob region. The thickest and most porous sandstone reservoirs have been discovered within this zone, many with a north-south trending channel orientation. The deltaic facies grade westward into marine organic-rich shale beds. A similar deltaic facies occurs within the Early to Middle Jurassic Tyumen Suite, although this unit is much richer in lacustrine and swamp deposits, and the sandstones are generally of low permeability and porosity, although some higherporosity channel sandstones do occur. II.3.1.2 Source Rocks The Jurassic succession, especially the Upper Jurassic, is exceptionally rich in organic material. Early and Middle Jurassic rocks are characterized by mainly humic kerogen, with coal beds prominent in the Central and Southern WSB where lacustrine and swamp beds are common. These are thought to be the source of Jurassic gas accumulations in the south of the Kaimysov and Vasyugansk areas (e.g. Myl’dzhino and North Vasyugan fields; Enclosure II.1), and in the northern Pre-Urals (e.g. Berezov). Marine sapropelic material is particularly abundant in Late Jurassic rocks over much of the basin, except for the eastern and southern areas where dispersed humic material and some coals are present. It has previously been proposed that the Callovian to Kimmeridgian marine claystones of the Abalak Suite (and www.rogtecmagazine.com

210

ЯРУС / STAGE

Месторождения: Потанай-Картопьинское Fields: Potanai-Kartopinsk Bazhenov

Галяновское Galyanovsk

ЛЯМИНСКОЕ ПОДНЯТИЕ LYAMIN HIGH

Средне-Назымское / Central Nazymsk Апрельское Большое / Bolshoye Aprel’sk Ольховое / Olkhov

Suite

Салымское Salym R

KIM

TITH

ЕЛИЗАРОВСКИЙ ПРОГИБ YELIZAROV TROUGH

Каменное Kamennoe

OXF

ОТДЕЛ / EPOCH

TALIN TROUGH

Abalak Suite

BAT

C Tyumen Suite

BAJ

AAL

TOA

Эродированные Eroded Породы фундамента Basement

PLB

НИЖНЯЯ / LOWER

190

200

КРАСНОЛЕНИНСКИЙ СВОД KRASNOLENINSK ARCH

Gorelya Suite Sherkala

Suite A

Топография Topography

SIN

180

ТАЛЛИНСКАЯ СИНКЛИНАЛЬ

HET

170

ЮРА / JURASSIC

Возраст (милл. лет) / Age (Ma)

160

СРЕДНЯЯ / MIDDLE

150

В E

ШАИМСКИЙ ВАЛ SHAIM ARCH

CLV

ВЕРХНЯЯ / UPPER

ПЕРИОД / PERIOD

W З

ОТРАЖАЮЩИЕ / REFLECTORS

EXPLORATION

Коллектор Reservoir

Битуминозные Bituminous

Песчаники Sandstone

Материнская порода Source

Гравий/конгломерат Gravel/conglomerate

Аргиллиты Claystone

Покрывающая порода Caprock

Перекрестная слоистость прогиба Trough cross bedding

Глинистые пески и алевролиты Argillaceous sandstones and siltstones

Blackbourn Geological Services Ltd

Рисунок II.3.1: Схематический разрез юрской системы на западе ЗСБ, с указанием стратиграфических ловушек на фоне вершин фундамента Figure II.3.1: Schematic cross section through the Jurassic of the western WSB, showing stratigraphic traps against basement highs зачастую отличаются низкой пористостью и проницаемостью, хотя встречаются и песчаники с высокой пористостью каналов. II.3.1.2 Материнские породы Юрская система, особенно в верхней своей части, исключительно богата органическим веществом. Породы ранней и средней юры отличаются, в основном, гумусным керогеном и угольными пластами, выступающими в центральной и южной части ЗСБ, где часто встречаются озерные и болотные пласты. Они считаются источниками скопления газа юрского периода на юге Каймысовского и Васюганского районов (напр. Мыльджинское и Северо-Васюганское месторождения, Приложение II.1), и на севере Приуралья (напр. Березовское). Сапропелевые морские породы особенно многочисленны в позднеюрских толщах на большей части бассейна, кроме восточных и южных областей, где присутствуют рассеянный гумусовый материал и некоторое количество угля. Ранее предполагалось, что морские аргиллиты от келловейского до кимериджского яруса Абалакской свиты (и, возможно, их латеральные эквиваленты www.rogtecmagazine.com

possibly their lateral equivalents in the Lower Vasyugan Suite) comprised an oil source, especially for accumulations in the Shaim Arch area and other parts of west-central Western Siberia, including the sub-unconformity accumulations (e.g. the area illustrated in cross-section in Fig. II.3.1). Geochemical analyses, however (e.g. Moskvin et al., 2004), appear to show that oils within the Shaim Arch reservoirs and residual oil within the Abalak Suite are both sourced from the overlying Bazhenov Suite. This might suggest that the Abalak Suite cannot be regarded as a source rock, although as noted in Section I.3.2.2 the Abalak and Vasyugan suites do contain quite extensive bituminous beds. It is perhaps more likely that the overlying Bazhenov Suite is such a prolific source that its signature swamps that of any contribution from the older marine claystones. The Tithonian (to early Berriasian) Bazhenov Suite (Section I 3.2.2) is the source of most of the Jurassic oil (in addition to that of the Cretaceous; (Section II.3.1)). Tables II.3.1 and II.3.2 show typical TOC contents of Jurassic rocks in the West Siberia basin. Polyakova et al. (2002) describe a 32-m thick type section of the Bazhenov Suite from the Egansk-1 well in the Middle Ob region. It is composed largely of homogeneous sapropelic claystones, with thin beds of laminated siltstone. Nodules of silica, chalcedony

ROGTEC 61

РАЗВЕДКА в нижней части Васюганской свиты) представляли собой нефтематеринские породы, особенно для скоплений в районе Шаимского вала и других районов западно-центральной части Западной Сибири, включая скопления под-несоответствия (напр. область, показанная в разрезе на рис. II.3.1). Однако, результаты геохимического анализа (напр. Москвин и др., 2004), по-видимому, указывают на то, что нефть в коллекторах Шаимского вала и остаточная нефть в породах Абалакской Свиты, относятся к надлежащей Баженовской свите. Это может указывать на то, что породы Абалакской свиты не могут рассматриваться как материнские, хотя, как указывалось в Разделе I.3.2.2, Абалакская и Васюганская свиты действительно содержат довольно протяженные битуминозные пласты. Возможно, более вероятно, что надлежащая Баженовская свита является настолько плодородной по нефти, что ее характерные признаки затмевают собой любые следы поступления нефти из более старых морских аргиллитов. Титонский (до раннего берриасского) ярус Баженовской свиты (Раздел I.3.2.2) содержит материнские породы юрской нефти (в дополнение к материнским породам мелового периода; (Раздел II.3.1)). В таблицах II.3.1и II.3.2 показаны типичные содержания ООУ в юрских породах ЗападноСибирского бассейна. Полякова и др. (2002) дают описание разреза Баженовской свиты мощностью 32 м по скважине Еганск-1 в среднеобской области. Порода почти целиком состоит из однородных сапропелевых аргиллитов, с тонкими прослоями слоистых алевролитов. Обычно встречаются вкрапления кремния, халцедона и кальцита, широко распространена пиритизация. Наиболее насыщенный органическим веществом интервал 2866-2885 м состоял из темной кремнисто-глинистой сапропелевой битуминозной породы ленточно-почковидной структуры. Расслоение подчеркивается очень тонкими слоями алевролита и красноватыми коллоальгинитами, формирующими до 30-50% тонкого шлифа. Останки рыбьих костей, рекристаллизованный ракушечный материал (фораминиферы и т.п.), пирит и радиоларии встречаются повсеместно. Среднее содержание ООУ – 11%, в отдельных пробах до 18%. Таблица II.3.1. Средние содержания ООУ в юрских породах Западной Сибири по возрасту Глины и аргиллиты (вес %)

Песчаники и алевролиты (вес %)

Титонский ярус

6.85

–

Кимериджский ярус

2.85

–

Возраст

Оксфорд-Келловейский ярус

1.76

1.12

Ранняя и средняя юра

2.62

1.26

По Ермакову и Скоробогатову (1984).

62 ROGTEC

and calcite are common, and pyritisation is widespread. The most organic rich section, between 2866-2885 m, is described as a black siliceous-argillaceous sapropelic bituminous rock with a banded to nodular fabric. Lamination is accentuated by beds of very fine silt, and with reddish colloalginite which forms 30-50% in thin section. Fish-bone debris, recrystallised shelly material (foraminifera etc.), pyrite and radiolaria are common throughout. The average TOC is 11%, with individual samples up to 18%. The Bazhenov Suite is readily identifiable on wireline logs by its high gamma-ray and resistivity response. Table II.3.1. Average TOC contents of Jurassic rocks of Western Siberia by age Clays and claystones (wt. %)

Sandstones and Siltstones (wt. %)

Tithonian

6.85

–

Kimmeridgian

2.85

–

Age

Oxfordian-Callovian

1.76

1.12

Early and Middle Jurassic

2.62

1.26

From Yermakov and Skorobogatov (1984).

Borisova and Fursenko (2004) have examined the geochemistry of the C5-C8 fraction of numerous oil and gas-condensate samples from various parts of the West Siberian Basin. They found that the fluids cluster in three genetic groups: marine, continental and mixed, each of which was found in reservoirs of varying age. The “marine” oils and condensates are more common in the Middle Ob Region, and also in the west and south of the WSB. They derive from a source which accumulated in relatively deep water, rich in planktonic and bacteriogenic organic matter, which Borisova and Fursenko identified as the Bazhenov Suite. The fluids of “continental” origin also occur in reservoirs of different ages, but they are most common in the north and northeast of the WSB. They are thought to be sourced from fluvio-lacustrine coal-bearing deposits such as the Tyumen, Togur and similar suites. Borisova and Fursenko call these the “Lower-Middle Jurassic” source, although there appears no reason why this group should not include Cretaceous coal-bearing continental successions. In addition to the “mixed” genetic group, comprising a combination of these two sources, Borisova and Fursenko also recognised a “biodegraded” group, which occurs locally in the shallower reservoirs. Figure II.3.5 illustrates the distribution of these genetic types within Early/Middle Jurassic, Late Jurassic and Cretaceous reservoirs respectively. It is apparent, as would be expected, that Bazhenov-sourced fluids are concentrated where the Bazhenov Suite is know to be www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Basement High Выступ фундамента

ТР

АН

Е СГР

СС

ИЯ

S ES

Shoreline Береговая линия

Upper Shoreface Верхняя часть берегового склона

Beach

Middle Shoreface Средняя часть берегового склона

Lower Shoreface Нижняя часть берегового склона M

Marine Shelf Морской шельф

МЕ

ТА

МО

Ч ФИ

ЕС

КИ

ФУ

НД

АМ

S BA

Small-scale tidal-current dunes reworking top of storm sand layer Мелкие приливно-отливные дюны, повторно обрабатывающие верхний штормовой песчаный слой

Recently deposited storm sand layer (undergoing reworking and bioturbation) comprising storm dunes with low-angle lamination and granule/pebble lags. Недавно отложенный штормами песчаный слой (повторно отрабатываемый и проходящий биотурбацию), формирующий штормовые дюны с пологим напластованием и гранульными/галечными наносами.

НТ

Non-marine deposits preserved in basement hollow Неморские отложения, сохранившиеся в полостях фундамента

Bioturbated sands Биотурбидированные песчаники

Storm-deposited sheet sands and silts Нанесенные штормами пластовые пески и наносы Offshore muds Прибрежный ил

Blackbourn Geological Services Ltd

Source: Blackbourn Geoconsulting unpublished Источник: неопубликованные материалы Blackbourn Geoconsulting

Рисунок II.3.2: Коцептуальная схема морского берегового склона и соответствующие залежи на склонах выступа фундамента в позднеюрское время в Приуралье и Фроловском районе Figure II.3.2: Conceptual block diagram of marine shoreface and associated deposits on slopes of basement highs in Late Jurassic of the Pre-Urals and Frolov areas Баженовская свита легко определяется в каротажных диаграммах высокими значениями гамма-излучения и удельного сопротивления. Борисова и Фурсенко (2004) провели геохимические исследования фракции С5-С8 для многочисленных проб нефти и газоконденсата из различных районов Западно-Сибирского бассейна. Они обнаружили, что флюиды образуют три генетических группы: морскую, континентальную и смешанную, каждая из которых была обнаружена в коллекторах различного возраста. “Морская” нефть и конденсаты более типичны для среднеобской области, а также на западе и юге ЗСБ. Они происходят из материнских пород, которые скапливались на довольно большой глубине, богатой планктонными и бактериогенными органическими веществами, которые Борисова и Фурсенко определили как принадлежащие к Баженовской свите. Флюиды “континентального” происхождения также встречаются в коллекторах различного возраста, но чаще на севере и северо-востоке ЗСБ. Считается, что их материнские породы принадлежат к речно-озерным угленосным отложениям Тюменской, Тогурской и схожих свит. Борисова и Фурсенко называют их “нижнесреднеюрскими” материнскими породами, хотя нет www.rogtecmagazine.com

well-developed, especially around the Middle Ob Region. Fluids of “continental” origin occur mostly to the north and west, with mixed types lying between these main areas. Perhaps the most striking feature of these three figures is that the distribution of the genetic types is similar in each, indicating that there was substantial vertical movement of hydrocarbons in both directions (i.e. not only up from the Lower and Middle Jurassic into shallower horizons, but also down from the Bazhenov Suite into the Lower and Middle Jurassic). II.3.1.3 Seals Regional shale seals are present in the upper part of the Upper Jurassic section (Bazhenov and Georgiev Suites and the upper part of the Tyumen Suite). Seals tend to be discontinuous in the Lower and Middle Jurassic section, although persistent clay or shale intervals are present in the lower and middle parts of the Tyumen Suite. Because of highquality source rocks, the Jurassic section has a high generating capacity, but it contains few large fields compared with the Cretaceous section owing to poorer reservoir development. Larger reserves are found in the Late Jurassic Vasyugan Suite reservoirs owing to better-quality reservoirs and a more effective seal (Bazhenov Suite and early Neocomian shales), compared with those of the Early and Middle Jurassic Tyumen Suite reservoirs.

ROGTEC 63

РАЗВЕДКА видимых причин, чтобы эта группа не включала также континентальные угленосные серии мелового периода. Помимо “смешанной” генетической группы, состоящей из комбинации двух указанных выше типов материнских пород, Борисова и Фурсенко также выделяют группу “разложившихся под действием микроорганизмов” пород, которая встречается локально в неглубокого залегающих коллекторах. На рисунках II.3.5 показано распределение этих генетических видов в коллекторах ранней/средней юры, поздней юры и мела, соответственно. Как и следовало ожидать, очевидно, что флюиды материнских пород Баженовской свиты концентрируются там, где ее породы наиболее хорошо развиты, в особенности в среднеобской области. Флюиды “континентального” происхождения встречаются, в основном, на севере и западе, а смешанные типы располагаются между этих двух основных областей. Возможно, наиболее удивительной характеристикой этих трех иллюстраций является то, что распространение генетических типов схоже для каждой из групп, что указывает на значительное вертикальное перемещение углеводородов в обоих направлениях (т.е. не только вверх из нижней и средней юры к неглубоким горизонтам, но также вниз от Баженовской свиты в нижнюю и среднюю юру). II.3.1.3 Покрышки Региональные глинистые покрышки присутствуют в верхней части верхнеюрского разреза (Баженовская, Георгиевская и верхняя часть Тюменской свиты). В нижней и средней части юры, покрышки чаще прерывистые, хотя постоянные интервалы глины или сланцев присутствуют в нижней и средней части Тюменской свиты. В связи с высоким качеством материнских пород, юрский разрез имеет большой нефтеобразующий потенциал, но, по сравнению с меловым отделом, он включает лишь несколько крупных месторождений, в связи с более слабой развитостью коллекторов. Более крупные запасы встречаются в коллекторах позднеюрской Васюганской свиты, что связано с более высоким качеством коллекторов и более эффективными покрышечными породами (Баженовская свита и сланцы раннего неокома), по сравнению с коллекторами Тюменской свиты ранней и средней юры. II.3.2 Каймысовский, Васюганский и Пайдугинский районы Свыше шестидесяти пяти нефтяных и газовых месторождений, где добыча производится из коллекторов юрского периода или из сопутствующих выветренных гранитных или метаморфических пород, находятся в этих районах юго-восточной части бассейна (Приложение II.1). Большинство этих

64 ROGTEC

II.3.2 Kaimysov, Vasyugan, and Paidugin Regions Sixty-five or more oil and oil & gas fields that produce from Jurassic reservoirs, or from associated weathered granitic or metamorphic rocks, are located in these three regions in the southeastern part of the basin (Enclosure II.1). Most of the fields are located on domal or anticlinal structures that reflect basement highs or buried hills beneath the Jurassic unconformity. Production is mainly from sandstone and siltstone reservoirs in the Vasyugan Suite (Late Jurassic) and from Middle Jurassic sandstone or siltstone reservoirs in the Tyumen Suite. Reservoirs are also present as updip stratigraphic trap pinch-outs on weathered granite hills beneath the unconformity (like those described from the Shaim Arch area, Section II.3.4). A few fields, particularly in the Nyurol’ and southern Vasyugan regions, are also productive from Palaeozoic carbonate reservoirs and weathered basement rocks lying in contact with Jurassic reservoirs (Section II.2.1). II.3.3 Middle Ob and Southern Parts of the Nadym-Pur and Pur-Taz Regions A large number of fields produce oil or oil & gas from Jurassic sandstone and siltstone reservoirs in these regions of the central basin area. The Early and Middle Jurassic is mainly of continental origin in this region, and accumulations are small. The Upper Jurassic is mainly marine, with littoral, deltaic and foredeltaic deposits with relatively persistent sandstones, many with good porosity and permeability, interbedded with shale. Shale content increases rapidly from east to west across the region. The sandy facies is most prevalent on the Nizhnevartovsk Arch and on other structures to the north and south, becoming increasingly discontinuous and more shaly toward the west in the area of the Surgut arch (Enclosures II.1 & 5). Most of the oil accumulations are on the flanks of the Nizhnevartov Arch, and traps are mostly combined stratigraphic and structural. Sandstone reservoirs commonly wedge out updip onto arches or anticlines, and at least half of the traps are stratigraphic. Organic-rich marine sapropelic beds are prominent in most of the Jurassic section across the entire Middle Ob area, especially in the Upper Jurassic, where the Bazhenov Suite forms a regional seal as well as a rich source rock for Jurassic oil. The relatively thick overlying early Neocomian shale section (Frolov Suite) also provides an additional regional seal for Jurassic sandstone accumulations, as well as for fractured shale accumulations in the Bazhenov Suite. II.3.4 Pre-Ural and Frolov Regions These productive regions lie in the western part of the West Siberian province. The first discoveries in this province were made here during the early 1950s. The prolific deltaic and other nearshore sandstones of the central and northern regions of the WSB are not present here, having shaled out westward into the Khanty-Mansi Trough. A widespread Early and Middle Jurassic western sandy reservoir facies www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION 70 oE

60 oE

75 oN

80 oE

90 oE

100Eo

КАРСКОЕ МОРЕ KARA SEA

75 oN

70 oN

ПЕЧОРСКОЕ МОРЕ PECHORA SEA

70 N

ne Ye se i

NORIL’SK

Граница Западно-Сибирской платформы Margin of West Siberian Platform

VORKUTA

YAMBURG 65 oN

IGARKA

NAKHODKA

Taz

SALEKHARD

o 65 N

NADYM TARKO-SALE r

dym

Taz

100Eo

Ye nes ei

IGRIM

6 0No

PODKAMMENAYA SURGUT

KHANTY-MANSIISK

NEFTEYUGANSK

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

60N

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irty

UST’-TYM NOV. VASYUGAN

TOBOL’SK

YENISEISK LESOSIBIRSK

60 oE TYUMEN Ob

55No

ISHIM

TOMSK

KRASNOYARSK

Tob o

l’

KURGAN

s Ir ty

PETROPAVLOVSK

h o

55N

OMSK

NOVOSIBIRSK

ASTANA

5 0No

50N

70 oE

90 oE 80 oE

Материнские породы / Sources Морские (Баженовские) Marine (”Bazhenov”) Континентальные (ниж-сред. юрские) Continental (”L-M Jurassic”) 0

100

200

300

400

Километры / Kilometres

500

Blackbourn Geological Services Ltd

Смешанные Mixed разложившиеся под действием микроорганизмов Biodegraded Данные по Борисовой Л.С. и Фурсенко Е.А., 2004 Data from Borisova, L. S. & Fursenko, E. A., 2004

Рисунок II.3.5: Источники нефти и конденсатов по геохимии С5-С8; накопления в меловых коллекторах Figure II.3.5: Sources of oils and condensates based on C5-C8 geochemistry; accumulations in Cretaceous reservoirs www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 65

РАЗВЕДКА

1800

KRASNOSOL’KUP HOMOCLINE

SURGUT ARCH СУРГУТСКОЕ ПОДНЯТИЕ

КРАСНОСЕЛЬКУПСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

Samotlor-59 Самотлор-599

1900

Samotlor-104 Самотлор-1047

Sorominsk-283 Сороминск-283

OB’-VASYUGAN ОБЬ-ВАСЮГАН

Enitorsk-154 Enitorsk-152 Enitorsk-871 Khokhryakovsk-7 Kho Ениторск-154 Ениторск-152 Ениторск-871 Хохряковское-7 Хох

Ershov-170 Ершов-170

2000 2100

Khokhryakov Хохряковское

Greater Samotlor

2200

Stage Ярус

Эпоха

Period Период

Epoch

2300

Carboniferous Каменноугольный

Среднеюрский

Middle Jurassic

Bajocian Bath Байосский Батский

Jurassic Юрский

Ershov Ершов

Sorominsk Сороминск

Stavropol’sk Ставропольск

Enitorsk Ениторск

2400 2500

Late Jur. Позднеюрский

South Agansk Южный Аганск

2500

2600 2700 2800 2900 3300

Cv Ct

3700 4100 4500

Devonian Девонский

4900

D2 D1

5300 5700

Silurian Силурийский Ordovician Ордовикский Camb. Кембрийский

6100 6500

S O

6900

Line of section shown on Enclosure II.1

Линия разреза из Приложения II.1

After Kirda, N. P. (2005)

По материалам Кирда Н.П. (2005)

Приложение 5: Поперечный разрез юрского, триасового и палеозойского периода центральной части западносибирского стратиграфия и тектоника Enclosure 5: Cross section of the Jurassic, Triassic and Palaeozoic from the Central West Siberian Basin (Surgut Arch to its eastern месторождений расположены на сводчатых или антиклинальных структурах, представляющих собой возвышения бассейна или скрытые возвышенности под юрским несогласием. Добыча ведется в основном из песчаных или алевролитовых коллекторов Васюганской свиты (поздняя юра) и из песчаных или алевролитовых коллекторов Тюменской свиты, относящейся к среднеюрскому времени. Коллекторы также встречаются вверх по восстанию стратиграфических ловушечных выклиниваний в выветренных гранитных возвышенностях под несогласием (как в районе Шаимского вала, Раздел II.3.4). Несколько месторождений, в частности, в Нюрольском районе и на юге Васюганского района, также производят нефть из палеозойских карбонатных коллекторов и выветренных пород фундамента на контакте с юрскими продуктивными пластами (Раздел II.2.1). II.3.3 Среднеобская область и южные части НадымПурского и Пур-Тазовского районов Добыча нефти или нефти и газа ведется из песчаных или алевролитовых коллекторов юрского времени в этих районах центральной части бассейна. Ранние и средние юрские коллекторы в этом районе относятся к континентальному типу, и скопления углеводородов здесь невелики. Верхнеюрские пласты, в основном,

66 ROGTEC

of the Tyumen Suite occurs here, however, pinching out against erosional highs on the pre- Jurassic surface. These deposits are continental coal-bearing sandstones and claystones derived from the Ural uplands in the west (the Bogulkinsk unit). Towards the east, they grade into coastal plain and marine deposits (Fig. II.3.2). Overlying the Tyumen Suite are Late Jurassic argillaceous sediments of the Vasyugan, Georgiev, and Bazhenov suites and equivalents. Dark-grey, commonly sapropelic claystones and shales of Neocomian age rest conformably on the Bazhenov Suite in most of the area. Most oil and gas fields in this area Table II.3.2. Average TOC content of Late Jurassic sediments of Western Siberia by Suite or Region Suite or Region

TOC (wt. %)

Vasyugan Suite and equivalents

1.91

Georgiev Suite

2.85

Bazhenov Suite (average)

7.12

Mansi Region

3.4—5.5

Northern WSB

10—12 From Skorobogatov (1980).

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION PRE’ YENISEI HOMOCLINE ПРЕДЕНИСЕЙСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ KRASNOSOL’KUP HOMOCLINE КРАСНОСЕЛЬКУПСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

okhryakovsk-58 хряковское-58

1800

Kolyk-Egansk-23 Колык-Еганск - 23

1900 2000

v е

2100 2200 2300 2400

2500

Bazhenov Suite Баженовская свита Late Jurassic Позднеюрский Middle Jurassic Среднеюрский Early Jurassic Раннеюрский Late Triassic Позднетриасовый Early Triassic Раннетриасовый Middle Carboniferous & Permian Среднекаменноугольный и Пермский Middle Carboniferous Среднекаменноугольный Early Carboniferous Раннекаменноугольный Late Devonian Позднедевонский Middle Devonian Среднедевонский Early Devonian Раннедевонский Sandstone Песчаник

Silurian Силурийский

Siltstone Алевролит

Ordovician Ордовикский

Limestone Известняк

Cambrian Кембрийский

Marl Глинистый известняк

Volcanics Вулканический

бассейна (Сургутское поднятие до его восточной окраины). Упрощенная и предположительная глубокая margins ). Deeper stratigraphy and structure is simplified and conjectural относятся к морскому типу с прибрежными, дельтовыми и пред-дельтовыми отложениями, относительно постоянными песчаниками, многие из которых отличаются хорошей пористостью и проницаемостью, с прослоями сланцев. Глинизация сильно увеличивается от востока к западу через весь район. Песчаные фации преобладают в нижневартовском своде и в других структурах к северу и к югу, к западу в сторону сургутского свода становясь все более и более прерывистыми и сланцеватыми (Приложения II.1 и 5). Большинство скоплений нефти встречаются на флангах нижневартовского свода, а ловушки здесь, в основном, комбинированного стратиграфического и структурного типа. Песчаные продуктивные пласты зачастую выклиниваются вверх по восстанию на сводах или антиклиналях; по крайней мере половина ловушек относятся к стратиграфическому типу. Богатые органическим веществом сапропелевые пласты выделяются в большинстве юрских пород по всей среднеобской области, особенно в верхнеюрской части, где Баженовская свита формирует региональную покрышку, а также богатую материнскую породу для юрской нефти. Относительно мощный надлежащий ранне-неокомский глинистый интервал www.rogtecmagazine.com

occur in stratigraphic pinch-out and drape traps over the basement highs. The Berezov gas area contains twenty or more gas fields. Most reservoirs are basal sandstones of Late Jurassic age, which pinch out against basement highs. Weathered basement rocks are productive in a few fields. The Shaim oil area includes the Shaim Arch and a large region of smaller highs to the northwest. Oil accumulations occur in Late Jurassic basal sandstones, onlapping and pinching-out against basement uplifts that were islands in the Late Jurassic sea. The Krasnoleninsk Arch in the Frolov region also hosts several oil fields (Fig. II.3.1). II.3.5 Northern WSB, (Yamal, Gyda, Nadym-Pur, Pur-Taz, UstYenisei, and Taimyr Regions) The Jurassic is quite poorly known in this region owing to its depth of burial. It has been penetrated by 50 or so wells. Good-quality reservoir sandstones appear to be common over the Ust-Yenisei, Taimyr, Yamal and Pur-Taz regions. Sapropelic marine shales are also widespread, especially in the central and eastern parts of the northern area, grading into and inter-tonguing with the adjacent sandstone facies. Significant hydrocarbons, including oil, may therefore be expected, although further exploration drilling would be needed to confirm this. Gas production is reported from Middle and Late Jurassic sandstones in

ROGTEC 67

РАЗВЕДКА (Фроловская свита) также формирует дополнительную региональную покрышку для скоплений в юрских песчаных пластах, а также для скоплений в трещиноватых сланцах Баженовской свиты. II.3.4 Приуралье и Фроловский район Эти продуктивные районы находятся в западной части Западно-Сибирской провинции. Первые открытия в этом регионе были сделаны в начале 1950 годов. Богатые нефтеносные дельтовые и прочие прибрежные песчаники центральной и северной части ЗСБ здесь не встречаются, литологически замещаясь к западу в сторону Ханты-Манскийской впадины. Широко распространенные западные песчаные коллекторные фации Тюменской свиты ранней и средней юры встречаются здесь, хотя при этом они выклиниваются поперек эрозионных возвышенностей на доюрской поверхности. Эти отложения континентальных угленосных песчаников и аргиллитов происходят из возвышенностей Урала на западе (Рис. II.3.2). Выше Тюменской свиты залегают глинистые отложения Васюганской, Георгиевской и Баженовской свит позднеюрского времени и их эквиваленты. Темносерые, зачастую сапропелевые аргиллиты и сланцы неокомского возраста согласно напластованы над Баженовской свитой на большей части территории. Большинство нефтяных и газовых месторождений в этом районе встречаются в стратиграфических выклинивающихся и облекающих ловушках на вершинах бассейна. На территории Березовской газоносной области расположены около двадцати газовых месторождений. Большая часть коллекторов – фундаментные песчаники поздеюрского времени; они выклиниваются поперек возвышенностей фундамента. Выветренные породы фундамента являются нефтеносными для некоторых из месторождений. Таблица II.3.2. Средние содержания ООУ в позднеюрских отложениях Западной Сибири по свитам или районам. Свита или район

ООУ (вес %)

Васюганская свита и эквиваленты

1.91

Георгиевская свита

2.85

Баженовская свита (среднее)

7.12

Мансийский район Север ЗСБ

3.4—5.5 10—12 По Скоробогатову (1980).

Шаимский нефтеносный район включает Шаимский вал и большую территорию менее высоких возвышенностей к северо-западу. Скопления нефти встречаются в позднеюрских фундаментных

68 ROGTEC

the southern part of the Ust-Yenisei region, and gas has been encountered in at least one field in the Yamal region. Gas-condensate and some oil are found in Jurassic reservoirs in other parts of the northern basin. Oil accumulations are reported in the Vasyugan Suite in the Gubkin, North- and South-Kharampur, and Verkhnechasel’ka fields, and in the Tyumen Suite in the South-Kharampur field. Yermakov and Skorobogatov (1984) consider that the Nadym-Pur and Pur-Taz regions, between the Nadym and Taz Rivers, are prospective for exploration within the Jurassic section, although they believe that prospects are likely to host only small to medium-sized gas accumulations. Early and Middle Jurassic reservoirs are thought to be favourable for gas-condensate accumulations, and Late Jurassic reservoirs for light oil. Yermakov and Skorobogatov (1984) also consider that the most probable time of formation of oil and gas in the Jurassic reservoirs of the northern area was during the Neocomian to Albian period. They suggest that the potential for Jurassic reservoirs to accumulate hydrocarbons later than this decreased considerably owing to deterioration of reservoir quality associated with subsidence and compaction. Opportunities for hydrocarbon migration reduced sharply, and hydrocarbons generated later than the Albian were not able to move into larger discrete accumulations, but are spread over numerous non-commercial accumulations. Fomin et al. (2001), on the basis of a major review of vitrinite reflectance measurements, consider that Jurassic source rocks in the Northern WSB remain in the oil window down to depths of 4.0 km. In the next issue of ROGTEC Magazine, we will study the Petroleum Geology of the Cretaceous. песчаниках, трансгрессивно прилегающих и выклинивающихся поперек приподнятостей фундамента, которые в позднеюрское время были островами. Еще несколько нефтяных месторождений приурочены к Красноленинскому своду во Фроловском районе (Рис. II.3.1). II.3.5 Север ЗСБ, (Ямал, Гыда, Надым-Пурский, ПурТазовский, Усть-Енисейский и Таймырский районы) Юрские породы довольно плохо изучены в этих районах в связи с большой глубиной заложения. Породы были вскрыты порядка 50 скважинами. Качественные коллекторные песчаники встречаются довольно часто в Усть-Енисейском, Таймырском, Ямальском и ПурТазовском районах. Сапропелевые морские сланцы также широко распространены, особенно в центральной и восточной частях северного района, переходя и взаимно выклиниваясь с примыкающими песчаными www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION фациями. В связи с этим можно прогнозировать присутствие значительных объемов углеводородов, в том числе нефти, хотя потребуется дополнительное разведочное бурение для подтверждения этих прогнозов. В южной части Усть-Енисейского района ведется добыча газа из средних и поздних юрских песчаных отложений, а по меньшей мере на одном месторождении в Ямальском районе были обнаружены залежи газа. Газоконденсат и некоторое количество нефти были обнаружены в коллекторах юрского времени и в некоторых других районах на севере бассейна. Сообщается также о скоплениях нефти в породах Васюганской свиты на Губкинском, Северном и Южном Харампурских месторождениях и на месторождении Верхняя Часелька, а также в породах Тюменской свиты на Южном Харампуском месторождении. Ермаков и Скоробогатов (1984) считают, что Надым-Пурский и Пур-Тазовский районы, между реками Надым и Таз, перспективны для разведки юрского разреза, хотя авторы предполагают, что существуют перспективы обнаружения лишь мелких и средних газовых скоплений. Коллекторы ранней и средней юры считаются благоприятными для обнаружения скоплений газоконденсата, а позднеюрские коллекторы – легкой нефти.

Ермаков и Скоробогатов (1984) также считают, что наиболее вероятным временем формирования нефти и газа в юрских коллекторах на севере были неоком и альб. Они предполагают, что потенциал скопления углеводородов в юрских продуктивных пластах позднее этого времени значительно сократился в связи с ухудшением качества коллекторов вследствие оседания и уплотнения пород. Возможности миграции углеводородов значительно сократились, и углеводороды, сформировавшиеся позднее альбского яруса не смогли мигрировать в более крупные разрозненные скопления, а остались распространены во многих непромышленных скоплениях. Фомин и др. (2001), на основании крупного исследования замеров отражательной способности витринита, считают, что юрские материнские породы севера ЗСБ остаются в главной зоне нефтеобразования до глубины 4.0 км. В следующем выпуске журнала ROGTEC мы рассмотрим нефтяную геологию мелового периода.

2012 Науки о Земле: новые горизонты в освоении недр

РЕГИСТРАЦИЯ ОТКРЫТА! 5-ая Международная Конференция и Выставка

www.eage.org www.eage.ru

2-5 апреля 2012 г. Международный Деловой Центр, г. Санкт-Петербург, Россия

ДОБЫЧА

Управление заводнением в ТНК-ВР: эффективность превыше всего

Waterflood Management at TNK-BP: Focus on Efficiency К первостепенным целям заводнения относятся поддержание энергии пласта (пластового давления) и вытеснение нефти к добывающим скважинам, при этом принципиальное значение имеют количество закачиваемой воды и места закачки. Повышение эффективности заводнения зависит от систематического анализа этих двух факторов. Поскольку 95% добычи нефти ТНК-ВР обеспечивают месторождения, разрабатываемые при помощи заводнения, задачу повышения эффективности этого процесса сложно переоценить. Марат Басыров (MABasyrov@tnk-bp.com), директор Департамента по улучшению процессов разработки месторождений, Управление разработки месторождений и запасов, БН «Разведка и Добыча» Marat Basyrov (MABasyrov@tnk-bp.com), Director, Reservoir Management Functional Excellence Dept., Reservoir Management and Reserves Division, Upstream

момента создания ТНК-ВР одной из главных задач Компании является увеличение объемов добычи нефти. Это требует повышения эффективности разработки месторождений, что, в свою очередь, неразрывно связано с повышением эффективности заводнения. Мероприятия по интенсификации добычи и вовлечению в разработку новых запасов требуют адекватного поддержания энергетического состояния коллекторов. Особенно очевидно это стало в 2005-2006 годах после достижения значительных темпов роста добычи за счет проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающих скважинах и ввода

70 ROGTEC

The main goal of water flooding is to maintain reservoir energy (reservoir pressure) and the displacement of oil to production wells. The amount of injected water and the location of the injection site are very important. Improvement of water-flooding efficiency critically depends on these two factors. TNK-BP produces 95% of its oil in fields developed with water flooding, and the importance of water-flooding efficiency improvement is hard to overestimate.

ince its inception, TNK-BP has been increasing its’ oil production, which requires the improvement of field development and waterflood efficiency. Oil production enhancement and development of new reserves require that the reservoirs energy is maintained. The need for efficient reservoir pressure maintenance solutions became even more urgent after the significant production: increase of 2005–2006 caused by well interventions in production wells and the development of new fields, such as Ust-Vakh and the Kasparovsky dome in Samotlor. The initial flow rates were high but the subsequent oil production declined in new and worked over wells was so significant that the Company had to focus its attention to waterflood efficiency. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION в эксплуатацию новых участков месторождений, таких как Усть-Вахская площадь и Каспаровский купол Самотлорского месторождения. Интенсивный рост добычи характеризовался высокими начальными дебитами и последующим сверхплановым падением добычи по новым скважинам и скважинам после ГТМ, что и привлекло внимание Компании к эффективности заводнения. В 2007 году БН «Разведка и Добыча» и БН «Технологии» создали Управляющий совет по заводнению, в который вошли представители целевых дочерних обществ (ЦДО), Тюменского нефтяного научного центра (ТННЦ) и Корпоративного центра (КЦ). Главной задачей Совета стала системная работа по повышению эффективности заводнения. В результате его деятельности темпы падения базовой добычи снизились, и эти показатели имеют тенденцию к дальнейшему улучшению.

In 2007, Upstream and Technology established the Waterflooding Governance Board consisting of representatives from subsidiaries, the Tyumen Petroleum Research Center (TNC), and the Corporate Center. The main goal of this council was to improve of waterflood efficiency. As a result, the base production decline rate has slowed down and may improve even further. From Extensive to Innovative Development However, the period of easy progress in waterflood efficiency improvement attained by large-scale conversion of wells to injection is coming to an end. Further optimization and improvement require better analysis and better solutions. The current challenges are to develop personnel competencies, improve waterflood management efficiency and integrate new technologies. The ultimate goal is to ensure an innovative development of waterflood management in the company.

This development relies on the sequence of Competencies От экстенсивного развития к инновационному Processes Technology, which is key for the integration Однако время легких побед в заводнении, которые были of innovations. For example, any company can buy возможны за счет массового перевода скважин под any technology, but only the right people can identify закачку, подходит к its strong suites концу. Дальнейшая and application, Время легких побед в заводнении, которые оптимизация и рост properly integrate были возможны за счет массового перевода it with due regard эффективности требуют to all necessary скважин под закачку, подходит к концу совершенствования processes, and The period of easy progress in waterflood в области анализа eventually make и реализации an efficient use management through large-scale conversion of мероприятий. of the technology. wells to injection is now coming to an end Сейчас на повестке In other words, дня стоят вопросы the know-how развития компетенций персонала, повышения of using the technology is much more important than эффективности процессов управления заводнением the technology itself. и внедрения новых технологий. По сути, речь идет об Water-flood efficiency improvement is based on the инновационном развитии управления заводнением в competencies of the employees engaged. One of the main Компании. goals of the Company in this direction is to create of a pool of experts in subsidiaries with worldclass competencies. Последовательность элементов этого развития – «компетенции, процессы и технологии» For this reason, the Company is implementing a program – является ключевой и классической с точки of personnel development based on master classes and зрения внедрения инноваций. Любая компания advanced courses in waterflooding. может купить современную технологию, но только Process Improvement квалифицированные специалисты способны Waterflood efficiency improvement processes may be идентифицировать ее, определить область и условия divided into organizational and technological (workflow) применения, правильно внедрить с соблюдением processes. Organizational processes are related to необходимых процессов и эффективно ее elaboration of roles and responsibilities of all parties involved использовать. Ценность представляет не технология (oil and gas production shops, subsidiaries, TNC and the сама по себе, а умение ее применить – «ноу-хау». Corporate Center) and their motivation. The latter condition Компетенции сотрудников, занимающихся is essential to continuosly integrate improvements and управлением заводнением на рутинной основе, establish commitment to the use of improved practices. таким образом, расцениваются как базис повышения Another aspect of motivation is maintenance of the right эффективности заводнения. Ближайшей целью balance between short-term production results, which Компании в этой сфере является создание на уровне may cause premature introduction of a waterflood system, www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 71

ДОБЫЧА

фото: Александр данилюшин / photo: Alexander Danilyushin

На повестке дня стоят вопросы развития компетенций персонала, повышения эффективности процессов управления заводнением и внедрения новых технологий. The current objectives are to develop of personnel competencies, improve the efficiency of waterflood management processes, and integrate new technologies.

ЦДО пула экспертов, обладающих компетенциями по заводнению на уровне лучших мировых стандартов. Для этого начата системная реализация программы развития, включающей проведение мастер-классов и углубленных курсов по заводнению. Совершенствуем процессы Процессы повышения эффективности заводнения можно разделить на организационные и технологические. Первые относятся к области проработки ролей и ответственности участников процесса управления заводнением (цехов добычи, аппарата ЦДО, ТННЦ и КЦ), а также их мотивации. Мотивация важна для стимулирования последовательного внедрения улучшений, т.е. для формирования приверженности к улучшениям. Другим аспектом мотивации является поддержание баланса между краткосрочным результатом по добыче, который может быть достигнут в ущерб своевременности формирования системы заводнения, и долгосрочным эффектом от реализации мероприятий по поддержанию пластового давления (ППД). Процесс анализа систем заводнения реализуется комплексно – на основе гидродинамического моделирования и инженерноаналитических подходов. В части гидродинамического моделирования на месторождениях ТНК-ВР широко внедряются

72 ROGTEC

and long-term effects of reservoir pressure maintenance program. Waterflood system analysis is a comprehensive process that relies on reservoir model analysis and the use of analytical engineering methods.

«Линии токов» позволяют не только визуализировать систему заводнения, но и рассчитать распределение закачанной воды между добывающими скважинами Stream lines help visualize waterflood systems and determine injected water distribution across production wells Reservoir modeling methods based on stream lines are being integrated throughout the Company to visualize waterflood systems, determine injected water distribution across the production wells, and select of the most efficient patterns. Proper use of the models requires high competencies from those who those, who make decisions on the reservoir pressure maintenance system on a daily basis. Therefore, the Company is implementing the concept of “Engineering Access to Models.” Models are created and monitored by specialists of modeling sections and used by engineers in the production / wellwork section, who utilize www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

РОССИЙСКАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE ПО РАЗВЕДКЕ И ДОБЫЧЕ 2012

16 - 18 ОКТЯБРЯ 2012 ВВЦ, ПАВИЛЬОН 75, МОСКВА, РОССИЯ

www.russianoilgas.com

Бронируйте лучшие стенды на Выставке - присоединяйтесь к ведущим компаниям отрасли! Подробности на www.russianoilgas.com

Добавьте спонсорство мероприятия к портфелю своих маркетинговых инструментов и получите максимальное визуальное присутствие на Выставке Для молодых инновационных компаний разработан новый формат участия в Выставке «Инкубатор технологий» (подробности у менеджеров проекта)

Краткая статистика Свыше 3300 участников более чем из 57 стран 1000 делегатов конференции

Сопредседателями Исполнительного комитета конференции являются Гани Гилаев, вице-президент компании «Роснефть», и Гарри Брекельманс, исполнительный вице-президент Shell в России и Каспийском регионе КОНТАКТЫ:

УСПЕХИ RO&G 2010 ГОДА

Количество посетителей Выставки возросло на 28% по сравнению с 2008 г.

СПОНСОРЫ И ОРГАНИЗАЦИИ, ОКАЗАВШИЕ ПОДДЕРЖКУ В 2010 ГОДУ

Сергей Жук,

Наталья Яценко,

менеджер проекта

т.: +7(495) 937 68 61*127

т.: +44(0) 208 910 7194

e: sergey.zhuk@

e: nataliya.yatsenko@

reedexpo.ru

reedexpo.co.uk

Платиновые спонсоры

Золотой спонсор

Спонсоры

Организаторы

Energy & Marine ООО «Рид Элсивер»

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 73

ДОБЫЧА методы, основанные на использовании «линий токов». Они позволяют не только визуализировать систему заводнения, но и рассчитать распределение закачанной воды между добывающими скважинами, найти наиболее эффективные варианты системы. Однако работа с моделями требует определенной квалификации, которой не всегда обладают специалисты, ежедневно принимающие решения по работе с системой ППД. Поэтому в Компании реализуется концепция «инженерного доступа к моделям». Создание и мониторинг моделей осуществляют специалисты отделов моделирования, а используют их инженеры в функциональных отделах с помощью специального программного обеспечения с упрощенным русскоязычным интерфейсом. В результате использования данной концепции инженерыразработчики из ЦДО и цехов добычи получают интерактивный доступ к гидродинамической модели месторождения с возможностью оперативного прогнозирования (на три-пять лет) эффективности широкого спектра ГТМ, бурения, зарезок боковых стволов (ЗБС), мероприятий по системе ППД (Рис. 1).

dedicated software with a simplified Russian interface. As a result, engineers and production specialists in subsiduaries and oil and gas production shops get interactive access to the reservoir model of a field and can thus forecast the efficiency of different well interventions, sidetracking operations, and reservoir pressure maintenance operations for the next three to five years (Fig. 1).

Развитие инженерно-аналитических Рис. 1 Планирование ГТМ на основе «инженерного доступа к моделям» подходов ТНК-ВР реализуется Fig. 1 Wellwork Planning Based on “Engineering Access to Models” поэтапно. Первоначально большое внимание уделялось анализу на Analytical engineering approaches are being developed in уровне блоков, что было вызвано и удобством анализа TNK-BP in stages. In the beginning, much attention was большого фонда скважин, и традиционной блочноpaid to the analysis of blocks, since it is the easiest and the замкнутой системой разработки основных пластов most convenient approach for the analysis of an extensive зрелых месторождений Западной Сибири. Сейчас well stock, and it also corresponds well to the conventional формируется практика анализа на основе элементов closed-block development pattern used in Brownfield разработки или ячеек заводнения (Рис. 2). Там, где reservoirs in West Siberia. Today TNK-BP is shifting to the целесообразно проводить анализ на основе иного analysis of development cells or waterflood patterns (Fig. 2). разделения пласта, реализуется анализ на основе как технологически, так и геологически обусловленных блоков. Погружение в новую культуру Анализ по ячейкам заводнения проводится на основе практических наработок, форматов анализа, которые демонстрируют коллеги из компании ВР при проведении в ЦДО сессий DeepDive, или так называемых «глубоких погружений», по заводнению. Сессии DeepDive проводятся в ТНК-ВР с начала 2011 года как один из ответов

74 ROGTEC

Рис. 2 Переход от анализа блоков к анализу ячеек заводнения Fig. 2 Analysis Evolution: Blocks to Waterflood Patterns www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION на стоящую перед Компанией задачу повышения эффективности разработки месторождений Западной Сибири. Практика «глубоких погружений» уже доказала свою эффективность для развития навыков по управлению заводнением, что предопределило решение о ее распространении на активы Юго-Восточного дивизиона. В настоящее время серии DeepDive проводятся по месторождениям ООО «ТНК-Уват» и ЦДО Оренбургского региона.

Both technologically and geologically separated blocks are analyzed in cases requiring a different approach to reservoir separation.

DeepDive into a New Culture Waterflood patterns are analyzed based on practical analytical solutions and formats demonstrated by our colleagues from BP in subsidiaries during the DeepDive sessions. The Company Важной составляющей повышения launched the эффективности управления заводнением К главным DeepDive program ценностям «глубоких as one of the ways является автоматизация процессов анализа, погружений» to improve the направленная на снижение трудозатрат efficiency of field относятся development in формирование Analysis automation aimed to reduce labor последовательности West Siberia. The cost is one of the key elements of waterflood анализа, выделение DeepDives proved to be efficient for информации, efficiency improvement the development требующей особого of waterflood внимания, а также management skills, and it was decided to roll out this изучение способов визуализации и комплексирования данных. При этом используемые подходы отнюдь не practice in all assets of the South-East Area. A series of DeepDives is being carried out in the fields of TNK-Uvat являются принципиально новыми. Преимущество and Orenburg Region. заключается в формировании «культуры» проведения анализа с точки зрения необходимых данных, действий, The main advantages of the DeepDives include consistency баланса времени и внимания, затрачиваемых на анализ,

ДОБЫЧА of analysis, identification of vital information and the visualization and the combination of data. An analysis culture is being formed even though it is based on methods and approaches that are not new. The analysis culture implies optimization of the data, actions, time, and involvement of specialists participants and will ensure deep and comprehensive analysis of an area and provide recommendations for injection, well work over and futher subsurface studies.

Рис. 3 Адресная закачка в пласт АВ1(1-2) «Рябчик» через горизонтальные скважины ППД Fig. 3 Horizontal Injectors to Ensure targeted Injection into AB1(1-2) Ryabchik состава участников работы. В результате получается глубокое комплексное рассмотрение участка с выдачей рекомендаций не только по закачке, но и по ГТМ, и по необходимым исследованиям. Еще одной важной составляющей повышения эффективности управления заводнением является автоматизация процессов анализа, направленная, главным образом, на снижение трудозатрат. Особую актуальность этой задаче придает значительное количество скважин, которые необходимо проанализировать, а также рутинность процесса анализа. В ТНК-ВР основным программным обеспечением, используемым промысловыми геологами и разработчиками, является «БАСПРО». В настоящее время совместно с коллегами из Западно-Сибирского дивизиона подготовлено техническое задание на разработку модуля по управлению заводнением и проводится его реализация в «БАСПРО» с перспективой внедрения в ЦДО Компании. Ориентируясь на лучшие стандарты Безусловно, развития только организационных процессов не достаточно для повышения эффективности управления заводнением, особенно при разработке пластов со сложной геологией или с высокой обводненностью – здесь для повышения нефтеотдачи пластов и роста эффективности заводнения требуется внедрение новых технологий. К успешным примерам таких инноваций можно отнести закачку воды в горизонтальные скважины пласта АВ1(1-2) «Рябчик» Самотлорского месторождения (Рис. 3). Технология была опробована в 2010 году, а уже в этом году ЦДО перешли к ее тиражированию. Еще один пример – технология закачки полимера BrightWater, используемая компанией ВР. В 2011 году проведена

76 ROGTEC

Another aspect of waterflood efficiency improvement is the automation of analysis processes. Analysis automation reduces labour costs, which is especially important when large numbers of wells are to be analyzed routinely. BASPRO is the main software package used by field geologists and reservoir engineers in TNK-BP. Terms of reference have been developed, in cooperation with the West Siberia Area, for developing of a waterflood management module in BASPRO and its subsequent integration in subsidiaries across the Company. Aiming at World-Class Performance Organizational improvement is of course not sufficient for an improvement in the efficiency of waterflooding, especially in reservoirs with complex geological structures or reservoirs with high oil watercuts. New technologies are to be implemented to increase the efficiency of waterflood and enhance oil recovery. One example of new waterflood technologies is the injection into horizontal wells of AB1(12) reservoir in Samotlor (Fig. 3), which has been tested in 2010-2011 and is now being rolled out in subsidiaries. Another example is injection BrightWater polymer, which is used in BP fields. The pilot injection of this polymer was carried out in TNK-BP in 2011. If this technology proves efficient, it may have a great potential in the Company. Improvement of water-flooding efficiency requires continuous development of personnel competencies, use of best waterflood analysis methods, and integration of new technologies. Owing to the well-coordinated activities of the subsidiaries, TNC, and the Corporate Center, the Company is developing and integrating new world-class waterflood practices. пробная закачка на месторождениях Компании, в случае успеха технология будет иметь большой потенциал. Эффективность заводнения может существенно вырасти только в результате системной постоянной работы по развитию компетенций персонала, использованию лучших процессов анализа заводнения и адресному внедрению новых технологий. В настоящее время благодаря коллективной работе ЦДО, ТННЦ и КЦ Компания уверенно двигается в направлении формирования практик управления заводнением на уровне лучших мировых стандартов. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 77

ДОБЫЧА

Тема: Разработка нефтегазовых месторождений: вчера, сегодня, завтра Drilling and Production Technology: Past, Present and Future

Лопухов А.Н. (ОАО «Самотлорнефтегаз) к.э.н Аванян Э.А. (ООО «Нитинойл) к.т.н. Халов М.О. (МАИ)

азработкой нефтегазовых месторождений в общепринятом понятии считается «осуществление научно обоснованного процесса извлечения из недр, содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых. Этот процесс включает в себя разбуривание месторождений и выработку запасов нефти и газа» [1]. В данной статье мы расширяем это понятие и добавляем в него и процесс подготовки нефти, газа и воды (ПНГВ), с транспортировкой до ПНГВ. Это позволит нам рассмотреть месторождение как единую систему, которой можно управлятьпомере ее развития. Нефтегазовое дело ведет свое начало с момента появления первой нефтяной скважины, пробуренной полковником Эдвином Дрейком в 1859 году в США, штат Пенсильвания. Глубина скважины составляла 23м (75 футов). 27 августа была получена нефть, которую откачивали ручным насосом [2]. В России первая скважина была пробурена в 1864г. на территории Кубани, русским предпринимателем А.Н. Новосельцевым [1]. Кратко рассмотрим процесс развития нефтегазового дела, приурочив его к этапам, выбранным исходя из динамики мировой добычи нефти, т.к. извлеченная из недр нефть, является конечным показателем разработки месторождений (рис 1) [2]. На рисунке представлен график мировой добычи углеводородов в период с 1960 по 2006 годы.

78 ROGTEC

Lopukhov A.N. OJSC Samotlorneftegaz Ph.D.Econ., Avanyan E.A. LLC Nitinoil Cand. Sc. Eng. Khalov M.O. MAI

t is commonly accepted that the development of oil and gas deposits is the scientific process of extracting hydrocarbons and associated minerals from the subsoil. This process includes the drilling and production of the reserves. In this article, we will expand on this definition and amend it with the process of oil, gas and water treatment (OGWT), and transportation to OGWT. This will enable us to see the deposit as a single system which could be managed through its lifecycle. The petroleum industry takes its roots from the time when the first oil well was drilled by Colonel Edwin Drake in 1859 in Pennsylvania, USA. The well was 23 m deep (75 feet). On August, 27th the first oil was extracted using a hand pump [2]. In Russia, the first well was drilled in 1864 in Kuban region by a Russian entrepreneur A.N. Novoseltsev [1]. Let us briefly review the development of petroleum industry and time it into stages based on volumes of global oil production, mainly because extracted oil is the final indicator of deposit development (fig. 1) [2]. The below chart shows global hydrocarbon production since 1860 through 2006. The graph demonstrates that up until 1950s, oil production was growing steadily, however since 1950 its growth started speeding up. During 1980-1989, oil production levels stabilized and since 1989 we observe steady growth. Hence the stages: first stage from 1859 to 1950, second stage from 1950 to 2000 and third stage from 2000 to 2011. www.rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

2290

3500 3000 2500

521

294

193

94,3

44,9

19,8

10,5

4,11

500

0,794

1500 1000

3390

1051

2000

2980

4000

2975

4500

0,069

Первый этап В данном периоде произошло много значительных открытий в науке и технике, которые впоследствии сыграли огромную роль в развитии нефтегазового дела. Наиболее значимы из них: » Вышла в свет работа А.П. Крылова «Научные основы разработки нефтяных месторождений». Эта работа сыграла ключевую роль в создании самостоятельной области науки о разработке нефтяных месторождений; » Заложены и сформированы новые науки физика нефтяного и газового пласта, подземная гидродинамика, разработка нефтяных и газовых месторождений, техника и технология добычи нефти и газа [3]; » Осуществляются первые попытки моделирования разработки нефтяных пластов – электромоделирование (П.М.Белаш); » Выдвинут комплексный принцип решения методических и прикладных задач, с привлечением для этой цели трех отраслей знаний – промысловой геологии, подземной гидродинамики, отраслевой экономики; » Организовано Бюро разработки нефтяных месторождений. Бюро рассматривало разработку залежей, месторождений и их группу, как комплексную проблему; » Совершенствуется бурение скважин, ударный способ заменяется роторным, а затем турбинным. Разрабатываются новые способы породоразрушения (электробур, взрывное бурение); » Применяется фонтанная арматура, для транспортировки нефти используются трубы, появляется газлифтный способ добычи. Создается новая техника для эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН); » Первый ГРП проведен в США (1947г); » Создана первая вычислительная машина (1946 г. США, 1949 г. Англия); » Открыт ряд крупных месторождений, вот некоторые из них: Саудовская Аравия (Аль-Гавар, 1948г., запасы 20 млрд. т.; Абкаик, 1940г., запасы 1,9 млрд.т.; Катиф, 1946г., запасы 1.5 млрд.т.). Мексика (Чиконтепек, 1926г., запасы 22,1 млрд.т.). Кувейт (Большой Бурган, 1946г., запасы 13 млрд.т.). Венесуэла (Шельф Боливар, 1917г.. 8,3 млрд.т.). Россия (Ромашкинское, 1948г., 5 млрд.т.) [4].

Добыча нефти в мире, млн. т Global oil production, mln. tonnes

18 60 18 70 18 80 18 90 19 00 19 10 19 20 19 30 19 40 19 50 19 60 19 70 19 80 19 89 20 00 20 06

Из представленного графика видно, что рост добычи углеводородов до 1950 года является плавным, но с 1950г. ее рост начинает ускоряться, увеличиваясь каждое десятилетие в геометрической прогрессии. В период с 1980г. по 1989г. происходит стабилизация уровня добычи нефти, а с 1989г. наблюдается стабильный рост. Отсюда и этапы: первый с 1859 года по 1950год, второй этап с 1950 года по 2000 год и третий этап с 2000 года по 2011 год.

3936

PRODUCTION

First stage During this stage, many significant discoveries were made in science and technology, which later played a vital role in the development of the petroleum industry. The most significant ones are: » “The Scientific basis for development of oil deposits” by A.P. Krylov, was published. This work played a key role in the creation of a separate field of science for petroleum production; » Foundations were laid and new sciences were formed – the physics of oil and gas reservoirs (reservoir engineering), subsurface hydrodynamics, development of oil and gas deposits, technology and engineering for oil and gas mining [3]; » First attempts were made at modeling petroleum reservoirs – electromodeling (P.M. Belash); » A complex principle was set up for the resolution of methodological and applied problems; three departments of knowledge were used for this purpose – field geology, subsurface hydrodynamics and industrial economics; » The Oil deposit development bureau was established. The bureau examined the development of fields and deposits and groups of deposits as a complex, over all problem; » Well drilling techniques were advanced, percussion drilling was replaced with rotary drilling and then with turbo-drilling. New methods of rock crushing were developed (electric drilling, explosion drilling); » The Christmas tree came into use, pipelines were used for oil transportation, and the gas-lift production method was introduced. New equipment for well operations was developed (ECP, RP); » First hydraulic fracture was performed in USA (1947); » First computing machine was developed (1946 in USA, 1949 in UK); » A number of large deposits were discovered, some of them are: Saudi Arabia (Al-Ghawar, 1948, 20 bln.t.; Abqaiq, 1940, 1.9 bln.t.; Qatif, 1946, 1.5 bln.t.). Mexico (Chicontepec, 1926, 22.1 bln.t.). Kuwait (Big Burgan, 1946, 13 bln.t.). Venezuela (Costa Bolivar, 1917, 8.3 bln.t). Russia (Romashkinskoye, 1948, 5 bln.t.) [4].

ROGTEC 79

ДОБЫЧА Средняя стоимость барреля нефти в рассматриваемом периоде сохранялась на уровне 20 долл./барр., только в начальный период с 1861г. по 1876г., происходили изменения в диапазоне 10 – 110 долл./барр. (курс 2008г.). Второй этап На втором этапе были продолжены работы, фундаментальные основы которых были заложены в первом периоде. » Решение проблем связанных с разработкой залежей со смешанным режимом (водонапорный и режим растворенного газа), существенно продвинулись вперед; » Значительное развитие получили системы разработки (обосновано внутриконтурное заводнение с разрезанием залежи рядами нагнетательных скважин); » Заводнение стало основным методом воздействия на залежи; » Получили развитие тепловые (закачка в пласт теплоносителя, внутрипластовое горение) и физико химические (углеродные растворители, двуокись углерода, полимерные и мицеллярно-полимерные) методы воздействия на пласт; » Для решения задач фильтрации жидкости в пористой среде использовались численные методы (математические); » Разработаны методики оценки параметров пласта по результатам гидродинамических исследований; » Созданы теоретические основы математического моделирования пластовых систем. Модель нелетучей нефти (Bler-Oil model) или бета-модель [6]; » Нашли широкое применение новые методы и компьютерные приложения, по моделированию разработки месторождений, разработанные в Норвегии (STORM, IRAP) (Haldorsen &MacDonald, 1987), Стемфорде (SCRF, GSLIB) (Deutsch and Journal, 1992), IFP (Heresim) [7]; » Вышел регламент по проектированию разработки месторождений, в котором была поставлена задача построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей (1996г.). Большую роль в развитии моделирования в дальнейшем, сыграло постановление Центральной комиссии по разработке о необходимости построения 3D геологических и гидродинамических моделей при создании проектов разработки [7]; » Заложены методические основы расчета параметров разработки месторождения с применением вероятно-статистических моделей. Возникли и стали развиваться модели трещиноватых и трещиновато пористых нефтенасыщенных пластов; » Развивались методы непосредственного учета неоднородностей при фильтрации жидкости в нефтяных пластах; » Разработаны методики применения вероятно-

80 ROGTEC

The average price for a barrel of oil during this stage remained around $20/barrel and only during the initial period between, 1861-1876, were there price fluctuations in the range of $10-110/barrel (exch. rate of 2008). Second stage During the second stage, the technologies and processes that were started in stage one continued to be developed: Significant advances were made in resolving the problems related to development of combination drive reservoirs (solution gas and water); » A number of well development methods advanced significantly (the line drive water injection method was established); » Waterflooding became the main method of reservoir development; » Thermal (injection of heat, fireflooding) and physicochemical (carbon solvents, carbon dioxide, polymers and micellar-polymer) methods of reservoir stimulation were developed; » Numerical (mathematical) methods were used to calculate problems related to filtration of liquid in porous mediums; » Methods of formation evaluation based on hydrodynamic research data were established; » A theoretical basis was laid for the mathematical modeling of reservoir systems. Non-volatile oil model (Bler-Oil model) or beta-model [6]; » Computer software for reservoir modeling was developed in Norway (STORM, IRAP) (Haldorsen &MacDonald, 1987), Stemforde (SCRF, GSLIB) (Deutsch and Journal, 1992), IFP (Heresim) [7]; » Regulations for deposit development design were enacted, formulating the problem of creating geological and hydrodynamic 3D models (1996). A resolution of the Central Development Commission that stipulated the necessity of geological and hydrodynamic 3D models during the reservoir development design. This played a major role in further development of reservoir modeling [7]; » The method for calculating deposit development using probability and statistical models was laid. Models of fractured and crack-porous oil saturated reservoirs emerged and developed; » Direct methods for the consideration of heterogeneity for reservoir fluid filtration started developing; » Probability and statistical methods for oil and gas production operations were developed, along with the application of synergetics for modeling of oil and gas production [8]; » Wide application of new technologies, materials and equipment for deposit exploration and development; » Advances in computing equipment; » A special design bureau was established for the design, research and implementation of rodless pumps (SDB RP). Founder – A.A. Bogdanov (1950); » Jet pumps (1969), screw pulsers (1980) and diaphragm www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

В Ы О В ОД И Т ОР К Е Д П С ВО Р Е Е Л П УГ И Й Ы И М Н Е ДЕ Л Б Ж О Р РО П О Е Т Ы ЕС Н Ь М Л А ИЯ У Т ЕН К А ВО ОС

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 81

ДОБЫЧА

статистических методов в практике нефте- и газодобыче, а также методики применения синергетики при моделировании процессов нефте- и газодобыче [8]; » Широко применяются новые технологии, материалы и оборудование, при разведке и разработке месторождений; » Получила развитие вычислительная техника; » Создано особое конструкторское бюро по конструированию, исследованию и внедрению бесштанговых насосов (ОКБ БН). Основатель А.А.Богданов (1950г.); » При эксплуатации скважин используется струйные (1969г.), винтовые (1980г.). диафрагменные насосы, разработана технология «тандем» (ЭЦН+струйный насос); » Теоретически обосновано проведение ГРП в СССР (Христианович С.А. Желтов Ю.П. 1953г.); » Первые попытки применения автоматизированных систем управления на нефтепромыслах Азербайджана (1951-1952г., не успешны) [9]; » Утверждены основные положения по обустройству и автоматизации нефтегазодобывающих предприятий (1968г.) [9]; » Открыт ряд крупных месторождений, вот некоторые из них: Саудовская Аравия/Кувейт (Сафания Хафджи, 1951г., запасы 11 млрд.т.), Саудовская Аравия (Манифа, 1966г., запасы 3,7 млрд.т., Хурайс, 1963г., запасы 2.7 млрд.т., Шайба, 1956г., запасы 2,4 млрд.т., Зулуф, 1965г., запасы 2 млрд.т., Берри, 1964г., 1,9 млрд.т., Абу-Сафи, 1966г., 1 млрд.т.). ОАЭ (Верхний Закум, 1969г., запасы 8,2 млрд.т., Нижний Закум, 1965г., запасы 2,5 млрд.т.). Китай (Дацин 1959г., запасы 6,3 млрд.т.). США (Прудхо Бэй Орайон, 1969г., запасы 3,5 млрд.т.). Мексика (Группа Кантарел, 1971г. запасы 5,7 млрд.т.). Казахстан (Тенгиз, 1979г. запасы 3,1 млрд.т). Россия (Самотлорское, 1965г., запасы 7,2 млрд.т., Приобское, 1982г., 5 млрд.т.) [4]. За указанный период цена одного барреля нефти менялась в разных диапазонах. 1950г. – 1970г. средняя цена составила 18долл./барр., 1970г. – 1986г. цена выросла до 100 долл./барр. и упала до 27 долл./барр. С 1986г по 2000г. средняя цена составила 27долл./ барр. (курс 2008г.). Третий этап На данном этапе продолжаются работы по совершенствованию процессов разработки месторождений нефти и газа. » Ведутся детальные исследования в области геологии, геофизики, газогидродинамики. Разрабатываются методики анализа промысловых данных, методики по оценки запасов. Быстро развиваются методы увеличения нефтеотдачи пластов (тепловые и физико-химические МУН), как в

82 ROGTEC

pumps were used for well operations, “tandem” technology was developed (ECP+jet pump); » Theoretical substantiation of hydrofracturing in USSR (Khristianovich S.A., Zheltov Y.P., 1953); » First attempts at using automated management systems for oil production in Azerbaijan (1951-1952, not successful) [9]; » Principal provisions for field construction and automation of oil and gas production enterprises were approved (1968) [9]; » A number of large deposits were discovered, including: Saudi Arabia/Kuwait (Safaniya-Khafji, 1951, 11 bln. t.), Saudi Arabia (Manifa, 1966, 3.7 bln.t., Khurais, 1963, 2.7 bln.t., Shaybah, 1956, 2.4 bln.t., Zuluf, 1965, 2 bln. t., Berri, 1964, 1.9 bln.t., Abou Safi, 1966, 1 bln.t.). UAE (Upper Zakum, 1969, 8.2 bln.t., Lower Zakum, 1965, 2.5 bln.t.). China (Datsin, 1959, 6.3 bln.t.). USA (Prudhoe Bay Orion, 1969, 3.5 bln.t.). Mexico (Cantarell Group, 1971, 5.7 bln.t.). Kazakhstan (Tengiz, 1979, 3.1 bln.t). Russia (Samotlorskoye, 1965, 7.2 bln.t., Priobskoye 1982, 5 bln.t.) [4]. The price for a barrel of oil during this stage had fluctuated within a number of ranges. In 1950 – 1970, the average price was $18/barrel, in 1970 – 1986 it has gone up to $100/barrel and then dropped to $27/barrel. In 1986 – 2000, the average price was $27/barrel (exch.rate of 2008). Third stage During the third stage, the development of technologies to increase production efficiency continued. » Detailed research in geology, geophysics, gas hydrodynamics was underway. New methods of field data analysis and reserves estimation were developed. Rapid development of improved oil recovery methods (thermal and physiochemical EOR methods), for separate wells as well and for entire deposits etc. [10]; » Modernization of drilling methods and practices, development of methods for operations efficiency assessment and equipment performance and condition. Quality of drilling fluids and cement slurries increased. Advancements in telemetric system, first applications of side-tracking and multilateral drilling etc. [10]; » Advancements in well surveying methods, new methods for water production restraining (WPR), usage of polymers, remedial cementing operations (RCO). Implementation of thermal pressure chemical methods, acoustic and vibration reservoir stimulation for EOR. New methods of scaling control and paraffin control are implemented. Various types of analyses are developed and implemented (for development, technology efficiency etc), application of coiled tubing etc. [10]; » In 2006, at Priobskoye oil field (Rosneft), “Newco Well Service” company had performed hydrofracturing (HF), 864 tonnes of proppant were injected into the formation (standard volume is 30 t); www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

ДОБЫЧА масштабе скважин, так и в масштабе месторождения в целом и т.д. [10]; » Модернизируются процессы и технологии бурения, разрабатываются новые методики оценки эффективности работы и технического состояния оборудования. Повышается качество растворов используемых при бурении, качество тампонажных растворов. Совершенствуется телеметрическая система, проводятся работы по бурению боковых стволов и многоствольных скважин и т.д. [10]; » Улучшают методики исследования скважин, применяются новые методы ограничения водопритоков (ОВП), с применением полимеров, также технологии ремонтно-изоляционных работ (РИР). Внедряются термобарохимические методы, методы акустического и вибровоздействия для повышения нефтеотдачи пластов. Вводятся новые методы борьбы с солеотложением и парафиноотложением. Разрабатываются и внедряются различные виды анализов (разработки, эффективности применения технологий и т.д.), находят применения гибкие НКТ и т.д. [10]; » В 2006 году на Приобском месторождении (Компания «Роснефть»), компанией «Newco well Service» был проведен гидроразрыв пласта (ГРП), в пласт было закачано 864 тонны пропанта (стандартный объем 30т.); » Широко внедряются новые модификации центробежных насосов (фирм «Алнас», «REDA», «Борец»), оборудованных датчиками давления и температуры. Изготавливаются и используются малогабаритные насосы (3 и 2 групп), двухвинтовые погружные мультифазные насосы, вентильные электродвигатели. Применяются интеллектуальные станции управления «Новомет», «Электон». Внедряются высокоточные системы погружной телеметрии для УЭЦН, энергосберегающие технологии, методы диагностики для оценки ресурса оборудования [10]; » Ведутся разработки промыслового оборудования с применением новых материалов (Нитинол); » При эксплуатации скважин используют клапаны отсекатели, оборудование раздельной добычи и закачки [11]. Существующая запорная арматура имеет ручной и механический приводы; » Модернизируются системы управления процессами подготовки нефти, внедряются системы управления подготовкой нефти в аварийных ситуациях. Используются цифровые датчики давления и температуры, сконструирован мультинейропроцессор, для АСУ ТП нефтегазового комплекса; » Внедряется технология интеллектуальных электрических сетей на нефтедобывающих предприятиях, системы автоматизации управления техническим состоянием технологического оборудования, методы системного анализа в

84 ROGTEC

» Wide implementation of new designs in centrifugal

pumps (“Alnas”, “REDA”, “Borets”), equipped with pressure and temperature gauges. Manufacturing and application of small pumps (3 and 2 group), two screw submersible multiphase pumps, ac electronic motors. Implementation of smart operator stations: “Novomet”, “Electon”. Introduction of high-precision submersible remote measurement systems for ESP; new energy saving technologies and diagnostic methods for estimation of equipment life [10]; » Development of field equipment using the latest materials (Nitinol); » Usage of shutdown valves in well operations; application of separated production and injection methods [11]. Existing check valves are equipped with manual and mechanical drives; » Modernization of oil treatment management systems, introduction of emergency situations oil treatment. Usage of digital pressure and temperature gauges, development of multi-neuroprocessors for computer-aided manufacturing of petroleum production facilities; » Implementation of smart power grid technology for oil production facilities, systems for automated management of production equipment, systems analysis methods used to resolve complex technical problems [10]; » Advances in computing equipment and software (calculating, storage and processing of field data); » Wide implementation of modeling software for oil and gas deposit development (ROXAR, PETREL, ECLIPSE) [11]; » “Guidelines for the development of permanent geological and technological models of oil and gas deposits” issued (2000) [11]; » “Recommended practices for the creation of permanent geological and technological models of oil and gas deposits” are approved (2003) [11]; » Problems of production engineering during the development and maintenance of geological hydrodynamic models, reserves estimation and reservoir engineering are being resolved [10]; » A concept of mathematical modeling for reservoir systems based on a streamlined method is developed [10]; » Possibility of using wireless management systems at processing facilities is examined [13]; » Wireless geophysical control method for producing formations is developed [14]; » Smart wells technology for underground gas storage facility is tested [15]; » Integrated modeling – practical implementation of “Smart field” concept. Global approach to asset management [16]; » Remote deposit development technology is proposed [17]; » “Smart field” projects are implemented: “TNK-BP” [18], “Rosneft” [19], “SPD” (Salym Petroleum Development) [19], “Tatneft”, “LUKOIL”, “Surgutneftegaz”, “Slavneft”. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

ДОБЫЧА решении задач управления сложными техническими системами [10]; » Совершенствуется вычислительная техника и программное обеспечение (программы для расчетов, хранения и обработки промысловой информации); » Широко внедряется программное обеспечение для моделирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (ROXAR, PETREL, ECLIPSE) [11]; » Вышел «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» (2000г.) [11]; » Утверждены «Методические рекомендации по созданию постоянно действующих геолого технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений» (2003г.) [11]; » Решаются проблемы организации производства при построении и сопровождении геолого гидродинамических моделей, подсчете запасов и проектирование разработки нефтегазовых месторождений [10]; » Разработана концепция математического моделирования пластовых систем на базе метода линий тока [10]; » Рассмотрена возможность применения технологий беспроводных систем управления на перерабатывающих предприятиях [13]; » Разработан метод беспроводного геофизического контроля работы продуктивных пластов [14]; » Испытывается технология интеллектуальных скважин на подземном хранилище газа [15]; » Интегрированное моделирование – практическая реализация концепции «Интеллектуальное месторождение». Глобальный подход к управлению активами.[16]; » Предлагается технология дистанционного управления разработкой месторождения [17]; » Практически, внедрены проекты «Интеллектуальное месторождение» - «ТНК-BP» [18], «Роснефть» [19], «SPD» (Салым Петролеум Девелопмент) [19], «Татнефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Славнефть». В основном все проекты связаны с удаленным мониторингом и управлением добывающими скважинами; » Открыт ряд крупных месторождений: Бразилия (Кариока Сугар Лоаф, 2008г., запасы 11 млрд.т.), Казахстан (Кашаган Западный, Восточный и Юго Западный, 2000г., запасы 6,4 млрд.т.), Иран (Фердоус, 2003г., запасы 4,9 млрд.т., Даште-Абадан, 2001г., запасы 4,1 млрд.т., Ядаваран 2003г., 3 млрд.т.) [4]. Стоимость барреля нефти за данный период значительно увеличилась от 27 до 79 долл./барр. В 2011 году она выросла до 100 долл. [4].

86 ROGTEC

Essentially, all of the projects are related to remote monitoring and producing wells management; » A number of large deposits were discovered: Brazil (Carioca Sugar Loaf, 2008, 11 bln.t.), Kazakhstan (Kashagan West, East and South-West, 2000, 6.4 bln.t), Iran (Ferdous, 2003, 4.9 bln.t., Dasht-e-Abadan, 2001, 4.1 bln.t., Yadavaran, 2003, 3 bln.t.) [4]. The price of a barrel of oil during this time had grown significantly from $27 to $79/barrel. In 2011, it went up to $100 [4]. A considerable contribution to development of petroleum industry had been made by: D.I. Mendeleev, A.M. Butlerov, I.M. Gubkin, V.G. Shuhov, A. Darsey, L.S. Leybenzon, V.N. Shchelkachev, S.A. Khristianovich, I.N. Strizhov, A.P. Krylov, A.H. Mirzadzhanzade, F.A. Trebin, B.B. Lapuk, I.A. Charnyj, Muskat, Wyckoff, Botset, Leverett, M.M. Glogovsky, M.F. Mirchinka, I.M. Nikolaevsky, P.J. Polubarinova-Kochina, A. Konshin, R. Arnold, R. Andersen, Rekva, S. Charnotsky, K.Bil, J. Lewis, V. Kotler, M.V. Abramovich, V.V. Bilibin, M.M. Tikhvinsky, I.M. Muravyov, A.N. Dmitriyevsky, F.S. Abdulin, V.M. Muravev, S.K. Gimatudinov, J.V. Vadetsky, H. Aziz, E. Settari, H.F. Azizov, A.N. Drozdov, P.D. Lyapkov, K.R. Urazakov, V.V. Andreyev, V.P. Zhulayev, V.N. Ivanovsky, V.I. Darishchev, A.A. Sabirov, S.I. Ivanov, Y.P. Zheltov, I.T. Mishchenko, S.N. Zakirov and K.S. Basniev. Having analyzed the stages described above, we can determine the most rapidly developing trends in the future: A lot of attention is being paid to 3D modeling (regulations and guidelines issued for modeling, modeling software such as “t-Navigator” is developed, some extended work on the creation of mathematical models for specific problem resolution etc.). Hydrofracturing, which emerged as far back as in 1947 in USA, has been substantiated and accepted as an efficient EOR method. The potential opportunities for companies performing HF are large. There are many ways to apply this method (interval, powered etc), and therefore it has many potential perspectives, especially considering that a lot of reserves are deposited in formations with low porosity and permeability properties. Since 2000, many new technologies related to stage development equipment (dual injection operation and dual zone production) have been developed. This is due to the fact that simultaneous development of objects is prohibited, while this equipment makes it possible and thus increases oil production. Many new technologies aimed at water production restraining (WPR) and remedial cementing operations (RCO) have been developed, mainly due to high watering of wells. Up until the 1990s, few of these works were carried www.rogtecmagazine.com

Всемирная Морская Технологическая Конференция PRODUCTION

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:  Министерство промышленности и торговли

 Министерство природных ресурсов и экологии

 Министерство образования и науки

 Министерство экономического развития

 Министерство обороны

 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: Научно-техническое общество судостроителей Российской Федерации

www.rogtecmagazine.com

Energy & Marine

ROGTEC 87

ДОБЫЧА Значительный вклад в развитие нефтегазового дела внесли: Д.И.Менделеев, А.М.Бутлеров, И.М.Губкин, В.Г.Шухов, А.Дарси, Л.С.Лейбензон, В.Н.Щелкачев, С.А. Христианович, И.Н.Стрижов, А.П.Крылов, А.Х.Мирзаджанзаде, Ф.А.Требин, Б.Б.Лапук, И.А.Чарный, Маскет, Виков, Ботсет, Леверетт, М.М.Глоговский, М.Ф.Мирчинка, И.М.Николаевский, П.Я.Полубаринова-Кочина, А.Коншин, Р.Арнольд, Р.Андерсен, Реква, С.Чарноцкий, К.Биль, Дж.Льюис, В.Котлер, М.В.Абрамович, В.В.Билибин, М.М.Тихвинский, И.М.Муравьев, А.Н.Дмитриевский, Ф.С. Абдулин, В.М.Муравьев, Ш.К.Гиматудинов, Ю.В.Вадецкий, Х.Азиз, Э.Сеттари, Х.Ф.Азизов, А.Н.Дроздов, П.Д.Ляпков, К.Р.Уразаков, В.В.Андреев, В.П.Жулаев, В.Н.Ивановский, В.И.Дарищев, А.А.Сабиров, С.И.Иванов, Ю.П.Желтов, И.Т.Мищенко, С.Н.Закиров, К.С.Басниев и др. [1,2,3,5]. Анализируя представленные выше этапы можно определить направления, которые будут развиваться наиболее быстро в будущем: Очень большое внимание уделяется 3D моделированию (выпущен регламент, методические рекомендации по созданию моделей, ведутся разработки программных продуктов по моделированию «t-Navigator», масштабная работа по созданию математических моделей для решения специалистами практических проблем и т.д.). Гидравлический разрыв пласта (ГРП), появившейся еще в 1947 году США, обоснован и признан эффективным методом интенсификации добычи. Потенциальные возможности компаний проводящих ГРП, велики. Технологий проведения много (поинтервальный, мощный и т.д.), поэтому проведение его в перспективе будет эффективным. Тем более что значительное количество запасов сосредоточено в коллекторах имеющих низкие фильтрационноемкостные свойства. Начиная с 2000 года, появилось много технологий связанных с оборудованием раздельной эксплуатации (ОРЗ и ОРД). Это обусловлено тем, что совместная разработка объектов запрещена, а указанное оборудование позволяет это делать, тем самым приносит дополнительный прирост добычи нефти. Появилось много технологий направленных на ограничение водопритоков (ОВП) и проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР), что связанно с высокой обводненностью скважин. До 1990 года большого объема данных видов работ не проводилось, но исходя из того что за последние два года их количество выросло, в частности по Самотлору, можно говорить о перспективности этих методов.

88 ROGTEC

out, but considering their growth over the last two years, in Samotlor in particular, the perspective potential of these methods has to be mentioned. For all of the above stages of oil and gas development, the implementation of modern technologies in the oil and gas sector is at the top of the agenda, and will continue to be so in the future. The largest number of technology developments and implementations thereof during the third stage are related to automated management systems (pressure and temperature gauges; automation of treatment for oil, gas and water; smart stations for ESP and RP control; practical implementation of “smart field” projects; introduction of smart power grids; remotely controlled check valves; wireless management systems; development of information technologies etc). The basis for this process was established back in 1968. Implementation of all the above mentioned systems will allow fields to be truly “smarter” in the future. In overall summary, the following conclusions could be made:

» Since 1859, scientists and engineers have worked

together to create the scientific basis for hydrocarbon development. » Significant results were seen through scientific disciplines, complex methods and operational experience. » After the establishment of the initial foundation during the previous stage, some successful advances in technology such as hydrodynamics, oil and gas formation physics, development of oil and gas deposits and engineering of oil mining have been made. » The majority of deposits discovered after the 1950s went into operation using water flooding, which significantly increased well flow time. » Between 2000 and 2011, 3D modeling spread widely » Price of oil increased by $63.5/barrel over 16 years time. An increase in the average annual price for oil from $15.5/ barrel (1994) to $79/barrel (2010) was partially related to the increased cost of its production. This is a regular phenomenon: as a deposit is depleted, well yield drops and water production goes up. The constant increase of liquid production results in higher utilization costs, hence an increase in the cost of the end product. This can only be avoided by either cutting operational expenditure (staff, transport, equipment, liquid utilization etc.) or by increasing ultimate oil recovery without increasing the water production. To reduce labour costs, it is necessary to implement automated systems for production processes and gradually transit towards “smart field” operations. To reduce liquid utilization costs, it is necessary to apply water production restraining (WPR) technologies and run the remedial cementing operations (RCO) (isolation of watered intervals and formations, eliminating behind-the-casing flows). To increase the incremental ultimate oil recovery, www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Технологическая схема интеллектуального месторождения Smart deposit process flow diagram

Условные обозначения / Legend УПН - установка подготовки нефти (нефтегазовый сепаратор; технологические и динамические резервуары); ЦТП - центральный товарный парк (резервуары товарной нефти; насасная станция; узел учета нефти); УПВ - установка подготовки воды (резервуары подтоварной воды; насосные станции); 1 - управляемая задвижка с нитиноловым приводом; 2 - регулируемый штуцер с нитиноловым приводом; 3 - счетчик вихревой ультрозвуковой (СВУ); 4 - насосный блок (перекачка нефти и воды). ГПЗ - газоперерабатывающий завод

OTP – oil treatment plant (gas-oil separator; technological and dynamic tanks); CTF – central tank farm (commercial oil tanks; pumping station; custody transfer meter); WTU – water treatment unit (produced water tanks; pumping stations); 1 – adjustable gate valve with nitinol drive; 2 – adjustable bean with nitinol drive; 3 – ultrasonic vortex meter (UVM); 4 – pumping unit (pumping oil and water). GPP – gas processing plant

НП - нефтепровод; ВВ - водовод; ТСЖ - трубопровод скважинной жидкости; ЛС - линии связи; ГДМ - гидродинамическая модель месторождения; СС - система скважин (добывающие и нагнетательные); АГЗУ - автоматизированная груповая замерная установка; СУ с ЧПС - станция управления ЭЦН с частотным преобразователем; БГ - блок гребенки; БМА - блок местной автоматики; ПУ - диспетчерский пункт управления; УУ - узел учета нефти.

OPL – oil pipeline; WPL – water pipeline; WFP – well fluid pipeline; CL – communication lines; HDM – hydrodynamic model of the deposit; WS – well system (production and injection); AGMU - automated group measure unit for gas measuring in oil; CS with VSD – control station for ECP with variable speed drive; VM – valve manifold; LAU – local automation unit; CR – control room; CTM – custody transfer meter.

На всех вышеперечисленных этапах был актуальным вопрос внедрения современных технологий, материалов, с применением которых создавалось новое оборудование. В перспективе оно тоже будет актуальным. Наибольшее количество разработок и внедрений в последнем периоде связаны с www.rogtecmagazine.com

efficient geological and technical measures must be taken and multi-zone production equipment must be used. The problem of increasing oil recovery has been there for a long time and many specialists are focusing their attention to resolve it. In the future, efficient EOR methods

ROGTEC 89

ДОБЫЧА автоматизированной системой управления (датчики давления и температуры; автоматизация систем подготовки нефти, газа и воды; «интеллектуальные» станции управления УЭЦН, УШГН; практическое внедрение проектов «интеллектуальное месторождение»; «интеллектуализация» электрических сетей; дистанционно-управляемая запорная арматура; беспроводные системы управления; развиваются информационные технологии и т.д.). Основы этого процесса заложены ещё в 1968 году. Внедрение всего вышеперечисленного позволит сделать месторождение «интеллектуальным». Дистанционное управление разработкой месторождений Remote management of deposit development

Подводя общий итог можно сформулировать следующие выводы: » Огромная совместная работа ученых и инженеров, в период с 1859 по 1950 годы позволила создать фундаментальные основы науки о разработке месторождений углеводородов. » В работе использовались комплексные методы, связанные как с объединением нескольких научных направлений, так и объединением науки и производства что дало существенные результаты. » Успешно развиваются такие науки как подземная гидродинамика, физика нефтяного и газового пласта, разработка месторождений нефти и газа, техника и технология добычи нефти, фундамент которых заложен в предыдущем периоде.

90 ROGTEC

will be widely used: thermal and physiochemical methods, acoustic and vibration stimulation, complex measures such as RCO and acid treatment, well development control by limiting or increasing water injection, using huff-and-puff methods etc. In tandem with this, we should expect to see a systematic approach to field development based on modeling and production management for the entire life cycle of the field, both through the application of 4-D modeling and real-time production management and also by the application of new geo-navigational technologies and horizontal drilling and well completions for multizone production. We should also expect the widespread application of full production automation and the application of new materials and equipment to reduce production and labour costs. This is of special interest to offshore deposit development and the development of deposits with severe climatic conditions. All this will ensure higher production rates and energy security for Russia. List of references 1 Zheltov Y.P. “Development of oil fields”, M. “Nedra”, 1986. 332 pgs. 2 Shchelkachev V.N. “Russian and global oil mining” M. ANO IKI, 2002. 132 pgs. 3 A.P. Krylov, M.M. Glogovskiy, M.F. Mirchink, N.M. Nikolayevskiy, I.A. Charniy. “Scientific basis for development of oil deposits”. Second edition. M. ANO IKI. 2004. 416 pgs. 4 Terentyev S. “Oil”. M. KKK. 2011. 416 pgs. 5 Mishchenko I.T. “Borehole oil mining”. M. “Oil and Gas”. 2003. 816 pgs. 6 H. Aziz, E. Settari. “Mathematical modeling of reservoir systems”. Second edition. M. ANO IKI. 2004. 416 pgs. 7 Gladkov Y.A. “Geological and hydrodynamic modeling of oil and gas deposits”. T. TPU. 2012. 84 pgs. 8 A.H. Mirzadzhanzade. M.M. Khasanov, R.N. Bakhtizin. “Modeling petroleum mining processes”. M. ANO IKI. 2004. 368 pgs. 9 Gorev S.M. “Automation of production processes in oil and gas industry”. KamchatGTU Publishers. 2003. – 263 pgs. 10 Magazine publications in “Oil business”, 2001-2011, electronic version; “Oil economy”, 2001 – 2011., “Oil Gas Innovations” 2001 -2011. 11 “Engineering practices”, #3, 2011, # 4, 2010. 12 Leonov I.V. Thesis. M. 2011. 13 I. McPherson, “Oil and gas technologies”. USA. # 2, 2008. 14 A.A. Shakirov. Thesis, 2009. 15 C. Brown, “Oil and gas review”, USA, 2008. 16 S. Lushnikova, 2010. Schlumberger. 17 J. Algeroy. “Oil and gas review”. 2001, USA. 18 Pchelnikov R.L. “Engineering practices”, # 10, 2011. 19 ROGTEC Magazine, # 22, 2010. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

» Месторождения открытые после 1950 года, в

большинстве своем вводятся согласно проектам разработки, с применением заводнения, что позволило значительно продлить срок фонтанирования скважин. » В период с 2000 по 2011 годы получило большое развитие 3D моделирование, как результат на сегодняшний день существуют и используются постоянно-действующие геолого-технологические модели месторождений. » Рост цены на углеводороды за 16 лет составил 63,5 долл./барр. Увеличение среднегодовой цены на углеводороды с 15,5долл./барр. (1994г.) до 79долл./барр. (2010г.) связанно отчасти и с увеличение её себестоимости. Это закономерный процесс, т.к. месторождение истощается, дебит скважин по нефти падает, а по жидкости вырастает. Постоянное увеличение жидкости повышает затраты на её утилизацию. Отсюда и рост себестоимости. Чтобы этого, избежать необходимо либо снижать затраты на производство (персонал, транспорт, оборудование, утилизация жидкости и т.д.), либо увеличивать дополнительную добычу нефти без прироста объемов добываемой жидкости, либо применять все вместе. Для снижения затрат на персонал необходимо проводить поэтапную автоматизацию технологических процессов производства и в последствии подходить к концепции «интеллектуального месторождения». Для снижения затрат на утилизацию жидкости необходимо применять технологии ограничения водопритоков (ОВП) и проводить ремонтно-изоляционные работы (РИР) (отключение обводненных интервалов и пластов, устранение заколонных перетоков). Для увеличения дополнительной добычи нефти необходимо реализовывать эффективные геолого-технические мероприятия, применять оборудование раздельной добычи. Проблема увеличения коэффициента извлечения нефти стоит давно, огромное количество специалистов и ученых занимаются этой проблемой. В будущем получит развитие и применение эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов: тепловые методы, физико-химические методы, акустическое и вибровоздействие, проведение комплексных мероприятий – например РИР и кислотная обработка пласта, регулирование разработки путем ограничения или увеличения закачки, использование циклической закачки и т.д. Наряду с этим все большее применение получит использование системного подхода к освоению месторождений в масштабе нефтегазодобывающего региона на основе применения моделирования и управления добычи на всем цикле его эксплуатации как www.rogtecmagazine.com

за счет применения 4-D моделирования и управления разработкой в режиме реального времени, так и за счет применения новых технологий геонавигации и горизонтального бурения, заканчивания скважин для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов. Получит широкое распространение полная автоматизация промыслов и применение новых видов материалов и оборудования для снижения себестоимости добычи и экономии трудозатрат, что особенно актуально для разработки шельфовых месторождений и месторождений на территориях с суровыми климатическими условиями. Это позволит поддерживать добычу на высоких уровнях и обеспечить энергетическую безопасность страны. Список источников 1. Желтов. Ю.П. «Разработка нефтяных месторождений». М. «Недра» 1986. 332с. 2. Щелкачев В.Н. «Отечественная и мировая нефтедобыча» М. АНО ИКИ. 2002. 132с. 3. А. П. Крылов, М. М. Глоговский, М. Ф. Мирчинк, Н. М. Николаевский, И. А. Чарный. «Научные основы разработки нефтяных месторождений». Второе издание. М. АНО ИКИ. 2004. 416с. 4. Терентьев. С. «Нефть». М. ККК. 2011. 416с. 5. Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти». М. «Нефть и Газ». 2003. 816с. 6. Х. Азиз. Э. Сеттари. «Математическое моделирование пластовых систем». Второе издание. М. АНО ИКИ. 2004. 416с. 7. Гладков. Е.А. «Геологическое и гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа». Т. ТПУ. 2012. 84с. 8. А.Х. Мирзаджанзаде. М.М. Хасанов. Р.Н. Бахтизин. «Моделирование процессов нефтегазодобычи». М. АНО ИКИ. 2004. 368с. 9. Горев С.М. «Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности». Изд-во КамчатГТУ. 2003. – 263с. 10. Публикации журналов «Нефтяное дело», 2001 2011г. электронная версия; «Нефтяное хозяйство», 2001 – 2011 годы., «Нефть Газ Новации» 2001 -2011г. 11. «Инженерная практика», № 3, 2011г, № 4 2010г. 12. Леонов И.В. Диссертация М. 2011г. 13. I.McPherson, «Нефтегазовые технологии». США. № 2 2008г. 14. А.А.Шакиров. Диссертация, 2009г. 15. K.Браун, «Нефтегазовое обозрение», США, 2008г. 16. С.Лушникова, 2010г. Schlumberger. 17. Дж. Алгерой. «Нефтегазовое обозрение». 2001г., США. 18. Пчельников Р.Л. «Инженерная практика», № 10, 2011г. 19. «Rogtec», № 22, 2010г.

ROGTEC 91

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: ROGTEC28

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Доминиек Ампе, генеральный директор, Dockwise Россия The ROGTEC Interview: Dominiek Ampe, General Manager, Dockwise Russia Какова Ваша должность в компании и как долго Вы работаете в этой должности? Я начал работать в компании Dockwise в 2007 году, когда компания только начинала расширять зону своего присутствия в бывшем Советском союзе. После того, как было подписано несколько контрактов, мы приняли решение открыть постоянно действующую российскую дочернюю компанию, ООО Dockwise. Я являюсь ее генеральным директором с 2010 года. Как давно Вы работаете в России и в Каспийском регионе? Я влюбился в Россию, в русский язык и в русских людей еще тогда, когда был в Москве студентом по обмену в 1995 году. С того времени, я объездил весь бывший Советский Союз, от Балтики до Кавказа, от Владивостока до Санкт-Петербурга, от Мурманска до Ростова. Я работал в различных компаниях и в разных сферах бизнеса, но всегда в первую и в последнюю очередь именно в России. . С какими компаниями Вы работали в этом регионе? Среди компаний, с которыми мы работали, нужно отметить ОАО “Выборгский судостроительный завод”, ФГУП “Арктикморнефтегазразведка”, Газфлот, ФГУП “Звезда”, ФГУП “Звездочка” и различные инженерные компании, такие как ЦНИИ им. Крылова и т.д. Расскажите о Ваших последних успехах на этом рынке? Мы гордимся всеми нашими достижениями в этом регионе, но два проекта, которые следует отметить это одновременная перевозка двух атомных подводных лодок советской эпохи, которые мы перевозили в рамках Программы Глобального Партнерства с Камчатки в Большой Камень на списание, а также “выборгский” проект, как мы его называем: перевозка и монтаж двух полупогружных буровых установок, собранных методом бескрановой установки, когда

94 ROGTEC

What is your position in the company and how long have you held this position? I started working for Dockwise back in 2007 when the company was starting to expand its horizon into the countries of the former Soviet Union. With the signing of several contracts in Russia, it was decided to establish a fully operation Russian daughter company, Dockwise, of which I was appointed General Manager in 2010. How long have you been in business in Russia and the Caspian? I fell in love with Russia, the Russian language and the Russian people as an exchange student in Moscow back in 1995. Since that moment, I’ve travelled all over the former Soviet Union, from the Baltics to the Caucasian Republics, from Vladivostok to St Petersburg, from Murmansk to Rostov. I’ve worked for different companies in different business areas, but always Russia first and Russia last. What companies have you worked with in the Region? Those would include OAO Vyborg Shipyard, FGUP Artikmorneftegazrazvedka, Gazflot, FGUP Zvezda, FGUP Zvezdochka and the various engineering bureaus, such as Krylov, etc What is your most recent success in the market? We take pride in all of our achievements in this area, but the two projects that stand out are the simultaneous transportation of two Soviet era nuclear powered submarines, that were shipped under the Global Partnership Programme from Kamchatka to Bolshoi Kamen for decommissioning, and what we call the Vyborg Project: transportation and integration of 2 semisubmersible drilling rigs by Float-Over operation, where we transported two lower hulls from Vyborg in Russia to the integration site in Korea, loaded a 17.000 tons topside from the SHI yard onto the deck of HTV Black www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW мы перевезли 2 нижних корпуса из Выборга на место монтажа в Корее, погрузили надворный борт весом 17000 тонн с верфи SHI на палубу тяжелогрузного судна Black Marlin, а затем соединили надводный борт с нижним корпусом, балластируя тяжелогруз Black Marlin между колоннами балластируемого корпуса, и соединили два отдельных агрегата в один. Мы называем это “реализовать немыслимое”. Ваша любимая музыкальная группа и композиция? Как и для многих других людей моего возраста, мое настоящее музыкальное пробуждение началось, когда Нирвана выпустила альбом Nevermind. После этого просто необходимо было оглянуться в прошлое и познакомиться с классикой. Led Zeppelin, Black Sabbath, the Doors, … Сегодня мои музыкальные пристрастия включают такие группы как Dropkick Murphys, что на самом деле довольно тяжелая панкмузыка, Counting Crows и Coldplay и вообще все, где есть гитары. Но, отвечая на ваш вопрос… Любимая группа: Pixies, но любимая композиция – кавер-версия “Hallelujah” Леонарда Коэна от Джеффа Бакли. Где в мире бы Вы хотели побывать и почему? В мире так много мест, которые можно повидать, но если мне пришлось бы выбирать что-нибудь одно, это была бы провинция Аликанте в Испании. Я много раз был там с семьей в отпуске и каждый раз, мы чувствовали себя так, словно вернулись туда домой. Хорошие люди, расслабленная атмосфера, замечательная кухня и бесконечное солнце все лето! Какой Ваш любимый вид спорта и за какую команду Вы болеете? Мне всегда нравился спорт, но, как и для многих людей, больше всего для меня значит футбол. Я играю в футбол вот уже 25 лет, и это уже почти физическая зависимость. Как бельгиец, я болею за Standard Liege с детства. Как фанат футбола, я обожаю смотреть, как играет Барселона. Знаю, что это не совсем оригинально, но смотреть, как играет Лайнел Месси, это всегда нечто удивительное. Каковы Ваши прогнозы относительно российского нефтегазового рынка до конца этого года и в будущем? Думаю, именно благодаря этому вопросу мы всегда принимаем активное спонсорское участие в конференции Россия Offshore, которая обычно проводится в феврале-марте – мы желаем знать, как будут развиваться события в отрасли. Эта конференция – удачное место, где можно узнать последние новости, планы, программы, разработки и т.д. www.rogtecmagazine.com

Marlin and integrated the topside with the lower Hull by ballasting HTV Black Marlin between the colums of the ballasted hull to integrate the two separate units into one. We call it “realizing the inconceivable”. What is your favourite band and track? As for many people of my age, my real musical awakening started when Nirvana released Nevermind. After that you had to look back and learn the classics.. Led Zeppelin, Black Sabbath, the Doors, … . Nowadays my musical taste ranges from bands like the Dropkick Murphys, which is rather heavy punk music over the Counting Crows to Coldplay to anything that has guitars in it.. but to answer your question… Favorite Band: Pixies but favorite song is Jeff Buckley’s cover of Leonard Cohen’s Hallelujah. Where in the world would you most like to visit and why There are simply too many nice places in the world to visit, but if I had to choose one it would be the area around Alicante in Spain. I’ve spent numerous vacations with my family there and it always feels like coming home. Nice people, relaxed atmosphere, great food and endless amounts of sunshine in summer! What is your favourite sport, and what team do you support? I’ve always been fascinated with sports, but the one that sticks out, as for most people, is football. Having played the game for over 25 years now, it’s nothing short of an addiction. As a Belgian I’ve been a supporter of Standard Liege since I was a little boy. As a fan of the game of football, I love watching Barcelona play.. I know that’s not the most original answer, but watching Lionel Messi in action is always special What are your thoughts on the Russian oil and gas market through to the end of this year and beyond? I guess that’s why we’re always present as an active sponsor of the yearly Russia Offshore conference, which is usually held around February-March to find out what the upcoming developments will be. It’s the best place to find out the latest news, plans, programmes, developments, etc…

ROGTEC 95

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.75

p.41

p.05

adipec.com

inovageo.com

siemens.com/energy

p.09

p.37

p.71

bakerhughes.com

iongeo.com

russianoilgas.com

p.04

p.91

p.15

derrickequipment.com

n-g-k.ru

tenaris.com

p.51

p.83

p.17

dockwise.com

enercon.ng.ru

tmk-group.ru

p.67

p.81

p.obc & p.29

eage.ru

oilconference.ru

vanoord.com

07 & p.49

p.35

p.79

fmctechnologies.com

pgs.com

vniigaz.gazprom.ru.com

p.19

p.39

p.11

hardbandingsolutions.com

sbl.com

welltec.com

96 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ ОР16 В БЛОЧНО-МОДУЛЬНОМ ИСПОЛНЕНИИ НА НЕФТЕГАЗОВОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ В СИБИРИ

Надежная в эксплуатации установка с радиальной конструкцией Компактность и малый вес Газотурбинная установка ОР16 мощностью 2 МВт отвечает всем современным требованиям, проста и надёжна в эксплуатации, обеспечивает бесперебойную работу, благодаря уникальной радиальной конструкции, улучшенной аэродинамике и усовершенствованным материалам и сплавам. СВЕРХНИЗКИЕ УРОВНИ ЭМИССИЙ В АТМОСФЕРУ ТОПЛИВНАЯ ГИБКОС ТЬ ВЫСОКИЙ КПД В СВОЁМ К ЛАССЕ МОЩНОС ТИ

ВЫСОКОТЕМПЕРАТ УРНЫЙ ЧИС ТЫЙ ВЫХЛОПНОЙ ГАЗ НИЗКАЯ С ТОИМОС ТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ БЕСПЕРЕБОЙНАЯ РАБОТА

Газотурбинные установки ОР16 предлагаются в одиночных и блочных решениях, , предназначены для постоянного или резервного использования. Поставляются в стандартном пэкидже, спроектированном для любых климатических условий. Кроме традиционных жидкого топлива и природного газа хорошо работают на биотопливе и попутном газе.

Когенерация Энергетика для нефтегазовых месторождений в море и на суше Судовая вспомогательная энергетическая установка

!OPRA

31 (0) 74 245 21 21

Сервисное обслуживание по всему миру

Долгосрочные сервис-контракты Возможность аренды

T U R B I N E S

www.rogtecmagazine.com

WWW.OPRATURBINES.COM

info@opraturbines.com

ROGTEC 97

Решения для будущего Компания Ван Оорд Оффшор является подрядчиком по работам на шельфе и услугам ЕРС, выполняя высокоточную подводную каменную наброску, разработку и обратную засыпку траншей, строительство выходов подводных трубопроводов на берег, трубоукладку на мелководье, протяжку труб, а также работы по установке выносных точечных причалов (ВТП) и оснований гравитационного типа (ОГТ). Имея обширный мировой опыт в сфере строительства на шельфе, компания Ван Оорд Оффшор доказала свою высокую квалификацию и умение предоставлять клиентам надежные и качественные решения для проектов морских сооружений.

www.vanoord.com

Offshore and EPC Contractors Установка ВТП и ОГТ

98 ROGTEC

Подводная каменная наброска

Трубоукладка на мелководье

Строительство выходов трубопроводов на берег

Разработка и обратная засыпка траншей