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

Пришло время управления в реальном времени! РОСНЕФТЬ: оперативный дистанционный мониторинг скважин

Time for Real Time! ROSNEFT: Remote Well Monitoring

СПД: умная технология разработки месторождений SPD: Smart Field Technology

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

Printed Media

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

LEADERS in the regions O&G publishing arena since 2004

YOUR TRUSTED REGIONAL MEDIA PARTNER !

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Online Marketing

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

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

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

Интеллектуальные работыиисследования в скважинах

Технологии проведения геофизических исследований и

и быстро возобновлять добычу из скважин. Однако, что

работ в скважинах (ГИРС) при помощи роботизированных

никак не менее важно, эти технологии позволят проводить

внутрискважинных тракторов стали играть важную роль в

такие ГИРС и ремонтные работы в скважине, которые

максимизации ценности скважин. При этом использование

раздвигают привычные рамки разведочных технологий.

для ГИРС легких роботизированных устройств не только

По мере того, как всё больше месторождений постепенно

снижает затраты средств, времени и связанные с такими

входят в поздние стадии разработки, а разведка уходит во

работами риски, но и напрямую влияет на коэффициент

всё более удаленные и экологически уязвимые регионы,

извлечения нефти.

спрос

на

интеллектуальные

технологии

ГИРС

также

возрастает. Компания-оператор в Северном море, которая помогла начальному становлению концепции роботизированных

Поскольку каждая скважина уникальна, решения тоже

ГИРС, окупила свои инвестиции более чем в десятикратном

должны быть уникальными. Для этого очень хорошо иметь

размере – перейдя на эти технологии, она создала

гибкие решения, позволяющие вносить коррективы по

стоимость более 1 миллиарда долларов США. Кроме того,

ходу выполнения работ. Новые решения должны уделять

опубликованные цифры показывают, что более 60%

максимум внимания гибкости в управлении скважиной,

полученной выручки можно напрямую отнести за счет

чтобы решать проблемы, как только будет выявлен их

геолого-технических мероприятий (ГТМ), для которых и

характер и причины. Именно этому требованию и подчинены

проводятся эти ГИРС. Дополнительные доходы и экономия

разработки в компании Welltec – от диагностических

в сумме дают около 130 миллионов долл. США ежегодно,

датчиков до инструментов для механических ГТМ, таких

тем

как

самым

подтверждая

ценность

роботизированных

расфрезеровывание

клапанов

для

увеличения

дебитов. Арсенал механических работ и устройств для

технологий ГИРС.

них постоянно расширяется, чтобы гарантировать, что Создающие

стоимость

прецизионной

технологии,

робототехникой

на

предоставляемые кабеле,

позволяют

компаниям-операторам минимизировать потери добычи

ROGTEC

технологии ГИРС от компании Welltec решают нынешние задачи и проблемы компаний-операторов и учитывают их будущие потребности.

www.rogtecmagazine.com

Флот многообразных возможностей

погрузочно-разгрузочные работы не требуют сложной

Платформа для ГИРС – это скважинный трактор «Welltec

логистики, а время монтажа на скважине сокращается.

Tractor», представляющий собой спускаемое на каротажном

На суше трактор можно спустить в скважину при помощи

кабеле самоходное роботизированное устройство, которое

крана или мачты. Аналогичным образом, имеются решения

доставляет

для безрайзерного доступа в подводные скважины.

сборки

приборов/инструментов

до

забоя

скважины, будь она сильнонаклонная или горизонтальная. Энергопитание

спускаемого

на

кабеле

трактора

Флот будущего

осуществляется электрической/гидравлической системой.

При том, что роботизированная технология ГИРС на

Панели управления, связь и внутренние источник питания

кабеле уже хорошо зарекомендовала себя, а те, кто ее

– электрические, а остальные компоненты и функции –

применяет, получили значительный рост доходов, эта

гидравлические. Когда трактор приведен в действие, его

технология снова и снова доказывает свою ценность. В

колёса выдвигаются из корпуса устройства при помощи

ответ на запросы заказчиков постоянно разрабатываются

гидравлики

новые инструменты и устройства, которые добавляются

автоматически

начинают

вращаться.

Каждое колесо имеет свой независимый гидромотор,

обеспечивающий продвижение вперед внутри скважины.

уже

предлагаемым

Как только установлен контакт с обсадной колонной, или

позволят

же с породой в открытом стволе, устройство центрируется

местоположение проблемных зон, требующих проведения

в стволе скважины, а затем оно толкает приборы/

внутрискважинных работ, что в свою очередь позволит

инструменты для ГИРС в скважину.

планировать и выполнять ГИРС с поистине хирургической

находятся еще

услугам.

частности,

диагностические более

на

приборы,

эффективно

засекать

выходе которые точное

точностью. Трактор может транспортировать каротажные приборы в скважины со сложной траекторией, чтобы провести

Дополнительная информация

анализ состояния скважины и оценить, какие дальнейшие

Генеральный директор Берющев С.Е.

исследования/работы требуются для данной конкретной

ООО «Велтэк Ойлфилд Сервисес (РУС)»

скважины. Путем использования каротажного кабеля

Россия, 123298, Москва,

обеспечивается высокоточный контроль глубины спуска,

ул. Народного Ополчения, 38 корп. 3

что позволяет производить сложнейшие механические

Телефон +7 (499) 943 5838

работы

sberyuschev@welltec.com или зайдите на сайт welltec.com

Типичные

скважине

механические

выполняемые

роботами,

хирургической

точностью.

внутрискважинные включают

работы,

постановку/снятие

пробок, переключение клапанов, работы по очистке и фрезерованию. Трактор устраняет необходимость мобилизации тяжелого оборудования, такого как станок КРС или колтюбинговый агрегат, то есть нужно задействовать меньшее число персонала при уменьшении опасностей при эксплуатации. По сравнению с другими технологиями, доставка и

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

KAPPA

Petroleum E&P Software, Training & Consulting

The fully integrated KAPPA Dynamic Flow Analysis software suite Includes analytical and numerical Pressure Transient and Production Analysis, Production Logging, Well Performance, PDG Data Management and 3d/3 Phase History matching modules. s !VAILABLE IN %NGLISH AND 2USSIAN s 3UPPORT OFl CE OPENING IN 3T 0ETERSBERG IN /CTOBER s $OWNLOAD OUR %NGLISH OR 2USSIAN BROCHURE FROM kappaeng.com 3EE US AT THE SPE Moscow TH TO TH /CTOBER Stand C6 #ONTACT US infos@kappaeng.com

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Полностью интегрированный комплекс программного обеспечения KAPPA для анализа динамических потоков Включает аналитические и численные модели для анализа данных ГДИС, анализа добычи, ПГИ в эксплуатационных скважинах, узлового анализа, анализа динамических данных и 3d/3 совмещения истории данных s Программы представлены на английском и

русском языках

s В Октябре 2010 г. состоится открытие

представительства в г. Санкт-Петербург

s Брошюры на английском и русском языках доступны

на сайте www.kappaeng.com

Будем рады встрече на выставке SPE в г. Москва с 26 по 28 Октября: стэнд C68 Контактная информация: infos@kappaeng.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Tel: +350 2162 4000

Fax: +350 2162 4001

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

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

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

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

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

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

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

Условия подписки: ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса, как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан, Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах мира - €100.

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

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

Doug Robson Barry Williams

Saul Haslam Vladimir Afanasiev Ksenia Bogdanov

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

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено Baker Hughes. Front cover image is supplied courtesy of Baker Hughes.

10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

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

E50001-E440-F140-X-5600

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

Answers for energy. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Содержание Выпуск 22

Доклады Блэкберн: Западная Сибирь Blackbourn Reports: Western Siberia

Беседа ROGTEC с Александром Дементьевым по вопросам разведки месторождений ROGTEC Talks Exploration with Alexander Dementyev, Country Manager of PGS in Russia

Преимущества стандартизации: стандарт WITSML от Energistics The Benefits of Standardization: WITSML by Energistics

РОСНЕФТЬ: Дистанционный мониторинг скважин ROSNEFT: Remote Well Monitoring

Умная технология разработки месторождений – оперативный дистанционный мониторинг на СПД Smart Field Technology: Real Time Remote Monitoring at SPD

12 ROGTEC

60 www.rogtecmagazine.com

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

Эффективное техническое решение – многофункциональное защитное покрытие

TENARIS ADVERT

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

www.tenaris.com/tenarishydril

www.rogtecmagazine.com

Contents Issue 22

Беседа за круглым столом по вопросам ГРП Hydraulic Fracturing: Technology Roundtable

Понижение трения при стимулировании газа в плотных породах Reducing Friction for Tight Gas Stimulation

Повышение объемов добычи посредством эффективного управления разработкой месторождений Increased Recovery Using Reservoir Management

ROGTEC интервью The ROGTEC Interview

14 ROGTEC

84 www.rogtecmagazine.com

NETZSCH – New Generation of Drive Heads – ATEX NETZSCH – новое поколение верхних приводов – ATEX

ыставке те нас на в ти се о П – T VISIT US A th October, ty, KZ, 6 – 9 a lm A , лматы, 0 1 0 E 2010 в А KIOGE 2 G IO 2 K – 2 11-0 стенд: 11-0 Stand-No.: бря 2010г. тя к о 9 – 6 с th Казахстан , RU, 26 – 28 10, Moskau 0 2 , s е a в G ск & о М n Oil SPE 2010 в SPE Russia -No.: K34 – d : К34 n д н ta е S ст r, e г. b 0 Octo бря 201 тя к о 8 2 – 6 Россия с 2

different Models for PCP series L, M, H in depence of according to ATEX – regulations for European countries available also together with PCP-Systems

www.rogtecmagazine.com

Различные модели для эксцентриковых винтовых насосов Типовые ряды L, M, H Соответствие требованиям директивы ATEX Евросоюза Предлагаются также в комплекте с установками эксцентриковых винтовых насосов

NETZSCH Oilfield Products GmbH Gebrüder-Netzsch-Straße 19 95100 Selb Germany Tелефон/Tel.: +49 9287 75-424 Факс/Fax: +49 9287 75-427 nop@netzsch.com www.netzsch.comROGTEC 15

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

www.rogtecmagazine.com

КОЛОНКА ШЕФ-РЕДАКТОРА Дорогие читатели! Еще одно лето почти подошло к концу, чего нельзя сказать о людях, живущих в Москве и ее окрестностях. Я искренне надеюсь, что все благополучно пережили чрезвычайно тяжелый период в августе во время рекордной температуры и смога, вызванного лесными пожарами. Как я уже упоминал в моем последнем письме, у нас был очень плотный график летних выставок, начавшихся с Каспийской выставки по нефти и газу в Баку, где наш представитель в Азербайджане демонстрировал последний выпуск. Выставка, проводимая на новом месте, привлекла ряд интересных участников и посетителей. После этого мы приняли участие в выставке EAGE в Барселоне, а затем – НЕФТЕГАЗ 2010, где мы продемонстрировали не имеющую себе равных экспозицию и торговлю. Каждая выставка имела большой успех для нас и наших рекламодателей. Было приятно встретиться с друзьями, а также увидеть и новые лица. Я с облегчением узнал, что на скважине Макондо в Мексиканском заливе была наконец установлена заглушка, и утечки нефти и газа больше не наблюдается. Несомненно, это была самая большая утечка нефти за всю историю индустрии, и я надеюсь, из этого будет вынесен урок, чтобы не допустить подобные события в будущем. Приоритетность и порядок выполнения мероприятий по устранению последствий таких ситуаций и призванию к ответу компаний-разработчиков, ответственных за причинение вреда окружающей среде, были установлены, в частности, Правительством США. В свете Макондо хочется отметить, что если какойлибо вид деятельности подлежит изменению, будь то нормативно-правовая, эксплуатационная или деятельность, связанная с оборудованием, эти изменения должны быть реализованы с целью обеспечения безопасности нефтяников, производственных условий, репутации и благосостояния индустрии. Я уверен в том, что все нефтегазодобывающие страны внимательно следят за этими событиями. Изменения должны быть всеобъемлющими. Наша промышленность зависит от этого.

16 ROGTEC

В результате катастрофы бывший исполнительный директор Тони Хэйвард был назначен неисполнительным директором на ТНК-BP. Полагают, что г-н Хэйвард имеет хорошие отношения с Игорем Сечиным, энергетическим царем России и заместителем премьерминистра при Владимире Путине. Это может помочь в налаживании отношений между родительской компанией и принадлежащей ей частично дочерней компанией. Также ходят слухи, что ТНК-BP рассматривает вариант приобретения некоторых международных арен деятельности BP. Это дает компании возможность и свободу выхода на международные рынки, чего она так страстно желает, а BP – возможность сохранить часть прибылей в соответствующих областях. На предмет изменения можно отметить ряд решений по оперативной работе в реальном времени, внедряемых в России. Концепция «умных» месторождений с компьютерным управлением является будущим нефтяного промысла и позволяет снижать затраты при одновременной максимизации добычи с обеспечением поминутного оперативного мониторинга вместо недельной или месячной системы. SPD, Роснефть и компания буровых стандартов Energistics способствуют развитию в данной области. Кроме того, наш регулярный круглый стол знакомит читателей с передовыми технологиями лидеров рынка в области ГРП. Александр Дементьев делится своими мыслями по сектору нефтедобычи на шельфе в России. Следующий рубеж технологий и сотрудничества в России чрезвычайно привлекателен: каким образом Россия может максимизировать потенциал разведки в арктическом регионе? Я очень благодарен Грэхему Блэкборну за то, что он продолжает анализ сибирского рынка в нашей регулярной рубрике Доклады Blackbourn. Надеемся увидеть Вас на предстоящих выставках, в том числе KIOGE и SPE в России. Желаю вам приятного прочтения данного выпуска! Ник Лукан Главныйредактор nick.lucan@themobiusgroup.com www.rogtecmagazine.com

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

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

www.akersolutions.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

9VaZ 7Vc\

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

CDGL6N

JH6

;G6C8:

7G6O>A

B6A6NH>6

8=>C6

H>C<6EDG:

EDITORS NOTE Dear Readers, Another summer is nearly over - not too soon for people living in and around Moscow. I sincerely hope everyone coped during the extremely difficult spell in August during the record heat wave and smog caused by the forest fires. As I mentioned in my last letter, we had a very busy summer show schedule, which started at the Caspian O&G Exhibition in Baku, with our Azeri representative showcasing the latest issue. With a new venue the show attracted some great exhibitors and visitors. We followed that up with the EAGE show in Barcelona and then NEFTEGAZ 2010 with some unmatched exposure and distribution at the event. Each show was a great success for us and our advertisers. It was good to meet up with our friends and indeed to meet some new faces. I was very relieved to see that the Macondo well in the GOM has finally been plugged and is no longer leaking hydrocarbons. Without doubt, this was the largest oil spill in our industries history and I hope that lessons have been learned to avoid future events of this nature. Precedence has also been set, particularly by the US Government, on how to respond and hold the operating companies responsible for any environmental damage. In light of Macondo, whether it is regulatory, equipment or operational activities that need to be altered, changes must be made to ensure the safety of oilfield workers, the environments in which they work and the reputation and well being of the industry. I am sure every hydrocarbon producing country is watching very closely. Change should be embraced; our industry depends on it.

On the subject of change we are looking at some of the real time solutions being deployed in Russia. The smart field concept is the future of the oil patch, driving costs downwards whilst maximizing production on a minute by minute approach instead of a weekly or monthly system. SPD, Rosneft and drilling standard company Energistics all contribute on this issue. On top of this, our regular technology roundtable features the market leaders discussing the latest fracturing technologies. On the exploration front, Alexander Dementjiev gives us his thoughts on the offshore industry in Russia. The next frontier for technology and partnership in Russia is beckoning loudly; how can Russia maximize arctic’s exploration potential? I am also grateful to Graham Blackbourn for continuing his Siberian market analysis in our regular feature “Blackbourn Reports”. We look forward to seeing you at the up and coming shows, including KIOGE and the SPE Russia event. Enjoy this issue!

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

As a consequence of the disaster, former CEO Tony Hayward has been appointed non-executive director at TNK-BP. Mr Hayward is said to have good relationship with Igor Sechin, Russia’s energy tsar and a deputy prime minister under Vladimir Putin. This may help to continue to smooth relations between the parent company and partly owned subsidiary. TNK BP is also rumoured to be evaluating the option to buy some of BP’s international plays. This allows the company the opportunity and freedom to move into the international markets it so craves and allows BP to retain part profits on such fields.

18 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

РАЗВЕДКА

Доклады Блэкберн: Развитие тектонического бассейна Западной Сибири в мезозойский и третичный периоды: палеография и стратиграфия

Blackbourn Reports: Development of the West Siberian Basin during the Mesozoic and Tertiary: Palaeogeography and Stratigraphy Грехем Блэкберн Blackbourn Geoconsulting

Триасовый период Начиная с поздней стадии пермского периода и до триасового периода, происходило формирование рифтогенных структур в районе Западно-Сибирского бассейна (ЗСБ), в основном с ориентацией на север - юг и северо-восток – юго-запад и, по всей видимости, отчасти воссоздавая палеозойские очертания (Приложение 2). После этого следовал период пермского вздымания вдоль основной территории ЗСБ, где в настоящее время редко встречаются пермские отложения (Глава 2). Наиболее совершенное направление рифта прослеживается с севера на юг, через северную часть ЗСБ, и проходит Уренгойские газовые месторождения, а другой параллельный рифт прослеживается на восток через Енисейский складчатый пояс, которые называются соответственно Уренгойский и Худосейский рифты. Худосейский рифт в своей северной части соединяется с рифтом северовосточного – юго-западного направления, который проходит вдоль Енисей-Хатангского прогиба. На юг, в районе центрального ЗСБ, два основных рифта раскалываются на множество мелких рифтов во всевозможных направлениях. Уренгойский рифт фактически является лишь северной частью более обширной рифтовой системы, Уренгой-Колготорский

20 ROGTEC

Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

Triassic Beginning at some point during the late Permian, and continuing through the Triassic, dominantly north-south and northeast-southwest-oriented rifting occurred within the area of the West Siberian Basin, apparently in part reactivating Palaeozoic lineaments (Enclosure 2). This followed a period of Permian uplift across much of the WSB, where Permian deposits are now scarce (Chapter 2). The main rift runs N-S through the northern WSB, passing below the Urengoi gas field, and another parallel rift runs to the east through the Yenisei Fold Belt. These are the Urengoi and Khudosei rifts respectively. The Khudosei rift joins at its northern end with a NE-SW-trending rift that runs along the Yenisei-Khatanga Trough. To the south, within the central WSB, the two major rifts split up into a number of smaller rifts with more variable orientations. The Urengoi rift is in fact just the northern portion of a more extensive rift system, the Koltogor-Urengoi graben, which extends for approximately 1800 km in an approximately north-south direction from Omsk in the south to the southern Kara Sea in the north. Indeed this graben aligns in turn with the Saint Ann Trough in the Arctic Ocean, which opens into the deepwater Nansen Trench, although it is uncertain whether there is any genetic relationship between the two. The width of this graben increases from several kilometres in the south to 80 km in the north. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Late Palaeozoic active margin volcano-plutonic belts Вулканоплутонические пояса на активной окраине в позднем палеозое Late Palaeozoic collisional marginal basins, intermontane basins and volcanic depressions Коллизионные краевые бассейны, межгорные бассейны и вулканические прогибы позднего палеозоя Late Palaeozoic (Hercynian) microplates and deformed palaeo-plate margins, formed by sedimentary and volcani-sedimentary microplate cover and passive margin complexes Позднепалеозойские (герцинские) микроплиты и деформированный край палеозойской плиты, сформированные осадочными покровами, осадочно-вулканогенными покровами микроплиты и комплексами пассивной окраины Late Palaeozoic (Hercynian) suture zones and tectonic sheets, filled with island arc volcani-sediments and ophiolites Позднепалеозойские (герцинские) сутурные зоны и тектонические пласты, заполненные островодужными вулканогенно-осадочными отложениями и офиолитами

60 E

80 oE

70 E

90 oE

75 oN

TAIMYR

Late Palaeozoic (Hercynian) intraplate zone with crust of oceanic type Внутриплитные зоны с корой океанического типа

FOLD

70 N

L ZO N

T R IF

UCT

UR A

70 oN

S TR

-G

NYADOYAKHSKOKETSK BLOCK

Yen es ei

Enclo

65 oN

SIBERIAN PLATFORM

NE L Z O RA C TU

S AL

ONE AL Z

C T UR S TR U

O B ’ -T A Z O V S T RU

NE ZO AL UR CT RU LA KA

Irtys

PA I D U G I N UST’-TYM

VA S

NE ZO AL CTUR STRU ORSK OG NIT

NOV. OV. VASYUGAN YUGANN

ZO NE

C T UR

TAG

TRANSURALS BLOCK

PLATFORM

T I S

K AIMY S O V

BELT

EUROPEAN

CENTRAL WEST

TYUMEN

SIBERIAN

OV N

R’

IRTYSH BLOCK

RU CT

MEZHEV’ENYUROL’ BLOCK

FOLD

MINUSINSK BLOCK

KOKCHETAV BLOCK

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

IS E

FOLD

60 oN

KAZAKHSTAN

55 oN

BELT

E -Y

KHANTYMANSII BLOCK

EAST

KOLPASHEV BLOCK

PREP URALS U

FOLD

MIDDLE OB

YENISEI

FR O LO V FROL

EAST URALS BLOCK

IL-M

NADYM BLOCK

BELT

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

Taz

FOLD

Ye ne s ei

URALS

60 N

sure 3

PURTAZ

Tyumen SG-6

P ur

MNADYMPUR

R IFT

TIMANPECHORA BLOCK

Archaean cratons Архейские кратоны

55 oN S

A L

Other faults Другие сдвиги

ZO NE

SYSTEM

ZO N E

EAST SAYAN BLOCK

ult

Is h

stan a

KUZNETS BLOCK

Khu

S A LA

300

400

500

GORNYI-RUDNYIALTAI BLOCK

Kilometres

GORNYIALTAI

60 oE

A U S T R UC T UR A L

200

C T U R A L ZO NE

100

- A L AT

SAYAN FOLD

TUVA BLOCK NE

BELT

E TS

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

Z O NE

Triassic rift system Триасовая рифтовая система

ALTAI-

i Fa

Other boundaries Другие границы

K UZN

Other major trans-regional faults Другие основные трансрегиональные сдвиги

TUNGUSSKAANGARA BLOCK

NADYM

VOLGAURALS BLOCK

Taz

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

65 oN

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

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

TIMANPECHORA FOLD SYSTEM

YAMALGYDANSK BLOCK

GREATER ZEMEL’YA BLOCK

UR E NG

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

Outcrops of Early Precambrian basement Выход на поверхность раннего докембрийского фундамента

E I-

IS EN

G Y DA DA

YA M A L

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

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

Suture zones within cratons Сутурные зоны в кратонах

NOVOPORTOV BLOCK

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

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

BELT

SOUTH KARA BLOCK

Early Middle Palaeozoic (Caledonian) microplates and deformed palaeo-plate margins, formed by sedimentary and volcani-sedimentary microplate cover and passive margin complexes Ранне-средне палеозойские (каледонские) микроплиты и деформированный край палеозойской плиты, сформированные осадочными покровами, осадочно-вулканогенными покровами микроплиты и комплексами пассивной окраины

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

100 E

75 N

W ES

AN S AY

STRU

50 N

clo

4 o

50 N

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

70 E

90 E o

80 E

Приложение 2: Доюрский фундамент Западно-Сибирского бассейна и прилегающих территорий Enclosure 2: Pre-Jurassic basement West Siberian Basin and surrounding areas грабен, который простирается приблизительно на 1800 км с севера на юг от Омска в южном направлении к южной зоне Карского моря на севере. На самом деле, этот грабен, выстраивается в одну линию со впадиной Святой Анны в Северном Ледовитом океане, которая открывается в глубоководную Нансенскую впадину, хотя нет уверенности в существовании какой-либо генетической связи между ними. Ширина этого грабена увеличивается от нескольких километров на юге до 80 км на севере. Рифты были приурочены и заполнены минимум на 2 км базитовым материалом вулканического происхождения от позднего пермского до раннего триасового периодов. Дебаты ведутся www.rogtecmagazine.com

The rifts were associated with, and filled by, up to at least 2 km of latest Permian to Early Triassic basic volcanics. The origin of the rifting and volcanism is debated; many Russian authors have related them to a “superplume” beneath the WSB. This model has been strongly supported by Saunders et al. (2005), based on a study of a substantial amount of seismic data from the Northern WSB, together with well records. Saunders et al. have calculated that crustal extension (ß-factors) associated with the rifting may have been as high as 1.6 across the Urengoi rift in the north, reducing to about 1.1 in the central WSB (Surgut area). They conclude therefore that the plume was located directly beneath the area of the Urengoi and Khudosei rifts in the northern WSB. These authors consider that the co-eval Siberian traps, which outcrop over a huge area of the Siberian Platform adjacent to the eastern margin of the WSB, were generated by the same episode of magma

ROGTEC 21

РАЗВЕДКА относительно происхождения рифтогенных структур и вулканизма; многие российские авторы относят их к «суперплюму» (горячему полю) под ЗСБ. Эта модель нашла широкую поддержку Сандера и его соавторов в 2005 году на основании изучения значительного объема сейсмических данных северной части ЗСБ наряду с данными буровых журналов. Сандер и его группа рассчитали, что простирание земной коры (ß-факторы), связанное с формированием рифтогенных структур, может быть до 1,6 по Уренгойскому рифу на севере, уменьшаясь до 1,1 в центральном ЗСБ (Сургутский район). Поэтому, они пришли к заключению, что «суперплюм» был расположен непосредственно под зоной Уренгойского и Худосейского рифов в северной части ЗСБ. Эти авторы считают, что одновозрастные Сибирские траппы, которые выходят на поверхность на большой территории Сибирской платформы, непосредственно примыкающей к восточному краю ЗСБ, были образованы одним эпизодом наслоения магмы, а траппы базальтовых пород Сибирской платформы стеклись туда по поверхности через подпочвенные дайки или силевые потоки.

The Urengoi rift was penetrated to a depth of about 7500 m by the Tyumen superdeep well, SG-6, the stratigraphy of which is illustrated schematically in Fig. I.3.1. The deep crustal cross section illustrated in Enclosure 3 also passes through the location of the Tyumen SG-6 well. Igneous activity associated with the superplume is thought to have begun around 250-253 Ma in the form of alkali to ultrabasic activity in the Maimecha-Kotui region, but the greatest volume of traps formed around the Permo-Triassic boundary from 249-250 Ma. Medvedev et al. (2003) obtained Ar/Ar dates confirming this age for basalts obtained from wells in the the north of the WSB. It has been postulated that the huge outpouring of volcanic material and gases was responsible for the major extinction event which defines the Permo-Triassic stratigraphic boundary. Traps were forming at about the same time within rift basins in the WSB and surrounding areas, and also within the Kuznetsk coal basin during its final stages of formation. The igneous petrology of the Permo-Triassic volcanics of Western Siberia has been considered in detail by Medvedev et al. (2003). E

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

5600 5700

2.5

5800

T1 2 T1 T2 1 T4 2 T4

5900

6100

V V

4.0

V V

4.5

V V

Time (sec)

Key to interpreted seismic section Обозначения сейсмического разреза

Время (сек)

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

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

6200 6300

T 2-3

. ... . .. . .. .

6500 6600

6700 Key to well section Обозначения разреза скважины

V VV V V V V V

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

6800 6900 7000

V V

T 2-3

T 1-2

6400 V

V V

6000

3.5 V

TampeisSeries Тампейская толща

3.0

Beregovaya Suite Береговая свита

5500

Turinskaya Series Туринская толща

formation, and that the trap basalts on the Siberian Platform flowed there either across the surface, or along subsurface dykes or sills.

V V

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

V V

V V V V

7100 7200 7300 7400 7500

V V V V

V V

V V V

V V

Metres Метры

Рисунок I.3.1: Поперечный разрез Уренгойского рифта и стратиграфия Тюменской скважины СГ-6 от триасового до раннеюрского периода Figure I.3.1: Cross section through the Urengoirift, and the Triassicto Early Jurassic stratigraphy of the TyumenSG-6well

22 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

PGS

Наш рецепт эффективной разведки шельфа в России

Ramform: наиболее эффективный сейсморазведочный флот в мире GeoStreamer®: непревзойденное качество сейсмического изображения

технология Совместное предприятие PGS Khazar: эффективность работы и расширение присутствия на Каспии и вне его Профессиональные знания рынка

Люди Москва Tel: +7 495 937 3767 moscow@pgs.com

Услуги обработки данных и мониторинга коллекторов: офисы в Москве и Алматы Уникальная глобальная корпоративная культура, способствующая развитию Бескомпромиссное внимание вопросам здравоохранения, безопасности, окружающей среды и качества

Геленджик Tel: +7 86141 59453 gelendzhik@pgs.com

www.rogtecmagazine.com

Алматы Tel: +7 727 271 0201 almaty@pgs.com

Четкость изображения www.pgs.com

ROGTEC 23

РАЗВЕДКА WEST SIBERIAN PLATFORM

SIBERIAN PLATFORM

ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА

СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА

NYADOYAKHSK BLOCK НЬЯДОЯХСКИЙ БЛОК

Tyumen SG-6 Тюмень СГ-6

SW Юго-Запад

TUTONCHAN BLOCK ТУТОНЧАНСКИЙ БЛОК

C-P

0 R-Pz

Pz 3

V Pz 2

Pz 3

V V V

Pz 2 V

R-Pz

NE Северо-Восток

Pz 3

Pz +

V V

+ T

V R V

Pz 1-2

Mz 2-3

Pr 1 Ar 2

PUTORAN BLOCK ПУТОРАНСКИЙ БЛОК

Mz-Cz Pz

KOLPASHEV BLOCK КОЛПАШЕВСКИЙ БЛОК

OB’ - TAZ ZONE ОБЬ-ТАЗОВСКАЯ ЗОНА

TUNGUSSKA RIFT SYSTEM ТУНГУССКАЯ РИФТОВАЯ СИСТЕМА

TAIMYR RIFT

NADYM BLOCK НАДЫМСКИЙ БЛОК

YENESEI FOLD BELT ЕНИСЕЙСКИЙ СКЛАДЧАТЫЙ ПОЯС IGARO-NORIL’ RIFT

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

Pr 1 + +

Ar 2

0 10 20

50 Km

50 0 Kilometres

100 Километры

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

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

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

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

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

Приложение 3: Толкование геофизического траверса северо-восточной окраины Западно-Сибирского бассейна Enclosure 3: Interpreted geophysical traverse through the northeastern margin of the West Siberian Basin Уренгойские рифтовые структуры были пройдены на глубину приблизительно 7500 м при бурении сверхглубокой тюменской скважины СГ-6, стратиграфия которой показана на схеме на Рис I.3.1. Глубокий геологический разрез коры, показанный в Приложении 3, также проходит через тюменскую скважину СГ-6. Предполагается, что магматическая активность, связанная с суперплюмом, началась приблизительно 250-253 миллионов лет назад в форме щелочной – ультрамафической активности в МаймечаКотуйской провинции, однако самые крупные объемы траппов были сформированы в пермо-триасовый период 249-250 миллионов лет назад. Медведев с соавторами в 2003 году получили подтверждение этому определению возраста базальтов со скважины на севере ЗСБ. Было теоретически допущено, что огромные объемы извержения вулканического материала и газов явились причиной крупнейшего вымирания, которое характеризует стратиграфическую границу пермо-триасового периода. Траппы формировались приблизительно в то же самое время в пределах рифтовых впадин ЗСБ и на окружающей территории, a также в районе Кузнецкого каменноугольного бассейна во время последних стадий формирования. Литология

24 ROGTEC

The western limit of the Triassic volcanism occurs at Chelyabinsk and other coal-bearing grabens on the western slopes of the Urals; there are no traps here, but Early Triassic basite dykes. More common within the Urals are Late Permian to Early Triassic granitic rocks and bimodal volcanics, considered as late-collisional. They are not thought to be associated with the trap formation, although they are of a similar in age. The most well-defined link between the trap formation and sub-alkaline granitic intrusions has been established on the Taimyr Peninsula (Fig. I.1.1). The Taimyr traps are a continuation of those on the Siberian Platform, although probably slightly younger (220-230 Ma). Saunders et al. (2005) consider that following the main period of continental flood-basalt volcanism in the WSB, the locus of magmatism (i.e. the plume) migrated northwards relative to the overlying crust, to the Taimyr region, before migrating further onto the Barents shelf. Like the Kara Sea basalts, some of the trap intrusives here are highly differentiated, containing monzonites and subalkaline granitic rocks. The depth as well as the width of the Triassic grabens increases to the north, where in addition to volcanics they may contain as much as 5 km of Triassic sedimentary rocks. Within the grabens, variegated conglomerates and sandstones are interbedded with volcanic rocks, www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

YA ML

80 E

90 E

KARA SEA

100 E

i Ta

P en yr

ins u

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

BARENTS SEA

70 E

60 E

75 oN

Kola Peninsula 70 oN

PECHORA SEA

Yamal Peninsula Pa

i -K

70 oN

Gyda Peninsula n Ye

e es

NORIL’SK

dg e Tazov Peninsula

VORKUTA

YAMBURG

IGARKA

NAKHODKA

65 N

Taz

C E N T R AL

ka uss ng au Tu late P

I N S

SALEKHARD

ЗАПА ДНО-СИБИРСКАЯ NADYM

65 N

S I B E R I AN

T A

dym

UST’-TYM

Irty

Rid

ALEKSANDROVSK

S I B E R I AN

60 N

sei

STREZHEVOY

NOV. VASYUGAN

TOBOL’SK

TYUMEN

YENISEISK LESOSIBIRSK

P L AI N

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

NEFTEYUGANSK

i Yen

SURGUT

KHANTY-MANSIISK

ISHIM

TOMSK

55 N

KRASNOYARSK

Tob

ol’

KURGAN

ВОЗВЫШЕННОС ТЬ

PODKAMMENAYA

55 oN

P L A T E AU Ц Е Н Т РА Л Ь Н О - С И Б И Р С К А Я

W E S T

УР А Л ЬС КИ A L Е

РА В Н И Н А

IGRIM

Yene sei

60 N

Taz

ГО РЫ

TARKO-SALE

Irty PETROPAVLOVSK

OMSK

Tu r Vall gai ey

Ish

NOVOSIBIRSK

60 oE

50 oN

100

200

300

400

ASTANA

NORTH

500

K A Z AK

U P LA N

Kilometres

A ALT

H S T AN

AN 100 oE

50 N

70 oE

90 oE o

80 E

Figure I.1.1: Западная сибирь. Обзорная карта Figure I.1.1: West Siberia - General Location Map вулканогенных материалов пермо-триасового периода Западной Сибири была подробно изучена Медведевым и его соавторами в 2003 году. Западный предел вулканических процессов триасового периода приходится на Челябинск и другие углесодержащие грабены западных склонов Уральских гор; траппов здесь нет, но есть базитовые дайки раннего триасового периода. На Урале чаще встречаются гранитные породы и бимодальные вулканиты позднего пермского и раннего триасового периодов. Предполагается, что они не связаны с формированием траппов, хотя они и имеют тот же самый возраст. Лучше всего www.rogtecmagazine.com

which predominate in the Lower and Middle Triassic deposits. The upper parts of the rift-fill mostly lack volcanics, and coals beds are common. North of approximately 64° N, the basin contains a sequence of mixed continental and marine sandstones, siltstones, and shales of Triassic age (Tampei Series; Fig. I.3.2), up to 3 km or more thick, possibly including basal Jurassic deposits. The sea is thought to have penetrated the basin from the north, over the West Siberian Sill or possibly along the Yenisei-Khatanga Trough, and spread at first along the rift basins, but extended in time over the intervening platformal area (Fig. I.3.1). The Tampei Series sediments are broadly similar to those of the overlying Jurassic

ROGTEC 25

РАЗВЕДКА 70 oE

60 oE

80 oE

100 oE

90 oE

75 oN

Тампейская толща Tampei Series

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

Трапповые базальты Trap basalts

2 1

Рифтовые бассейны Rift basins

1 70 oN

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

2 70 oN

Множество дополнительных рифтовых структур были теоретически допущены под различными частями ЗСБ

NORIL’SK

VORKUTA

YAMBURG G NAKHODKA NA IGARKA

65 oN

Yene sei

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

Taz

SALEKHARD

Pur

65 oN

NADYM

TARKO-SALE KO-SALE

Ye nesei

Taz

IGRIM

dym

60 N

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT URGUT

KHANTY-MANSIISK

60 N

NEFTEYUGANSK ANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK IZHNEVARTOVSK

STREZHE STREZHEVOY ALEKS ALEKSANDROVSK ALEKSANDRO

Margin of Граница Западно West Siberian Сибирской Platform платформы

Irtys

UST’-TYM

TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. YUGAN VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 N TYUMEN

bo l’

ISHIM

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

Ish

NOVOSIBIRSK

100 E

60 oE

100

200

300

400

500

50 N o

50 N

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

70 oE

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

90 E 80 oE

Рисунок I.3.2: Приблизительное распределение отложений осадочных материалов позднего триасового периода относительно формирования рифтогенных структур и трапповых вулканических явлений (тампейская толща) Figure I.3.2: Approximate distribution of Late Triassic deposition, in relation to rifting and trap volcanism (Tampei Series) определение связи между формированием траппов и суб-щелочными гранитными интрузиями было установлено на полуострове Таймыр (Рис. I.1.1). Траппы Таймыра являются продолжением траппов Сибирской платформы, хотя они, возможно, и слегка моложе (220-230 миллионов лет). Сандерс и его соавторы (2005 год) считают, что после основного периода вулканизма континентально подстилающих базальтов в ЗСБ траектория магматизма (т.е. плюм) мигрировала на север вместе с вышезалегающей корой, в сторону Таймырского региона, прежде чем

26 ROGTEC

deposits, and represent the initial cycle of Mesozoic platformal marine sedimentation in the basin. Seismic data indicate that these deposits may be more than 6 km thick in some troughs in the northern basin region. In the Khatanga region, up to 3 km or more of Triassic clastics occur, sourced from the Taimyr uplift. There appears, however, to have been some delay between the ending of trap volcanism in the WSB and the onset of significant thermal subsidence (Saunders, 2005), which corresponds with the start of the main phase of www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION o

70 E

60 E

80 E

90 E

100 E

75 N

1.0

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

Blackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

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

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

1.0

6.5

2.0

7.0

3. 0

7.5

2.5

5 7. 8.0

8.5

4. 5 0

5.5

9.0 7.5

6. 3.0

7.0 6.5

6.0

3.5

5.5

6.5

70 N

3.5

6.0

4.0 4.5

70 oN

6.5

5.5 6.5

6.0

7.0

5.5

7.5 8.0

8.5

9.5

9.0

9.5

8.0

7.5 7.0 6.5

6.0

6. 5

NORIL’SK 9.0

6.5

6.0

0 5.5

5.5

5.0

6.5

4.5 4.0

VORKUTA

5 1.

7.5

5 3.

2.5 3.0

0. 0.3 5

9.5

YAMBURG

9.5

NAKHODKA IGARKA

65 N

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

9.0

Yenesei

Taz

9.0 9.5

1.0

SALEKHARD

5.5

8.5 8.0

1.5

65 oN

P ur

2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0

2.0

5. 5

NADYM

1.5

5.0 5.5 6.0 6.5 7.0

5.0

5.5

6.0

3.5 4.0 4.5

9.0 8.5

7.5

1.5

6.5

9.0

3.0

1.0

7.0

2.5

7.5

8.0

2.0

0.5

TARKO-SALE

3.5

Ye nesei

4.0

5 4.5

4.0

4. 0

5.5 6.0

3.5

dym

5.0

Taz

4.0

6.5

3.0

IGRIM

5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5

2.0

3.0

1.5

4.0 3.5

60 N 3.5

3.0

PODKAMMENAYA

Ob 3.0

SURGUT

2.0

KHANTY-MANSIISK

4.0

4.5

3.5 4.0

5.0

ALEKSANDROVSK

3.5

3.0

2.5

3. 0

2.0

1. 0

1.5

0.3

0.5

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

3.5

STREZHEVOY

60 oN

7.5 7.0

3.0

3.5 4.0

4.0

3.0

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

2.5

NEFTEYUGANSK

4.5 5.0 5.5 6.0 6.5

4.5

7.0

3.5

7.5 0

4.0

3.0

Irtys

UST’-TYM

2. 2. 0 5

3.5

3.0

4.5

2. 5

Ob TOBOL’SK

YENESEISK LESOSIBIRSK 4. 4. 0 5

6.0

3.0

2.5

5.5

2.5

5.0

4.5

4.0

55 oN

3.5

3.0 3.5 4.0 4.5 5.0

NOV. VASYUGAN

3.0

3.5

4.5

TYUMEN

4.0

1.5

3.0 2.5 3.0

2.5 3.0

4.0 4.5

4.0

2.0

3.5

2.5

3.5 1.5

3.5

5.0

Tob

2. 5

’

1.0 2.5

3.0

ISHIM

3.5

3. 0

KURGAN 2.0

2.5

0.3

2.0

h Irt ys

1.5

3.5 4.0 3.0

1.0 5

1.0

0. 0

55 N

KRASNOYARSK 1.

1.5

3.5

3.0

TOMSK

2.5

3.0

2.5

0.5

3.0

2.5

PETROPAVLOVSK

OMSK 4.0

Is h

0.3

NOVOSIBIRSK

5.5 5.0 4.5 4.0 3.5

3.5

0.3 0.5

3.0 0.

1.5

0.3

1.0

2.5

4.0

4.5

2.0

5.0

1.0

1.5

3.0

2.0 2.5

3.5

1.5

100

200

300

400

500

1.0

0.5

0.3

Километры - Kilometres

100 oE

60 oE 0.3 o

50 N

Источник: С.В. Ивашко, 2004

50 N

Source: Ivashko, S. V., 2004 o

70 E

90 E 80 oE

Приложение 6 : Структурная карта глубины до основания мезозойского осадочного покрова ЗСБ Enclosure 6: Depth to base of Mesozoic sedimentary cover structure map of West Siberian Basin мигрировать в морской шельф Баренцева моря. Как и базальты Карского моря, некоторые интрузивы траппов здесь сильно дифференцированы и содержат монцониты и суб-щелочные гранитные породы. Как глубина, так и ширина грабенов триасового периода увеличивается на север, где, кроме вулканогенного материала, они могут содержать до 5 км осадочных пород триасового периода. В границах грабенов, неоднородные обломочные породы (конгломераты) и песчаники переслаиваются вулканическими породами, которые преобладают в отложениях раннего и среднего триасового периода. www.rogtecmagazine.com

Jurassic deposition, in about the Pliensbachian. However, once begun, thermal subsidence continued until at least the Oligocene, with an almost complete stratigraphic sequence broken only by short-lived discontinuities resulting primarily from eustatic effects. The lengthy period prior to deposition of the earliest Jurassic sediments was one of weathering and erosion over much of the West Siberian Basin. Brecciation, leaching and chemical transformation of the pre-Jurassic surface in many areas created a porous network which was later to host numerous, though largely small, sub-unconformity oil and gas accumulations (Section II.2.1).

ROGTEC 27

РАЗВЕДКА Верхние части рифтовых структур в большинстве своем не содержат вулканические породы; здесь преобладают пласты каменного угля. В направлении приблизительно 64° на север, впадина содержит толщу смешанных континентальных и морских песчаников, алевритов и сланцевых глин триасового периода (Тампейская толща; Рис. I.3.2), толщиной до 3 км или более, с возможным включением базальных отложений юрского периода. Предполагается, что море проникло в бассейн с севера поверх ЗападноСибирского силевого потока или, возможно, вдоль Енисейско-Хатангского прогиба, и распространилось вначале вдоль рифтовых бассейнов, но со временем покрыло промежуточную площадь платформы (Рис. I.3.1). Тампейские толщи/серии отложений схожи с вешележащими отложениями юрского периода, и представляют начальный цикл платформенного морского осадкообразования мезозойского периода. Данные сейсморазведки указывают на то, что эти отложения могут превышать толщину 6 км в некоторых впадинах северного бассейна. В Хатангском районе встречаются терригенные отложения триасового периода до 3 км, происшедшие вследствие Таймырского вздымания. Однако, похоже, что произошли некоторые задержки между окончанием траппового вулканизма в ЗСБ и началом значительного теплового опускания породы (Сандерс, 2005 год), что соответствует началу основной стадии отложения осадочных материалов юрского периода, в приблизительно пленсбахском веке. Однако, после того как началось тепловое опускание, оно продолжалось до олигоценового периода, с почти полной стратиграфической последовательностью, прерванной лишь кратковременными переломами в результате эвстатического влияния. Продолжительный период, предшествовавший отложению осадочных материалов юрского периода, был периодом выветривания и эрозии основной части ЗСБ. Образование брекчий, вымывание и химические преобразования поверхности доюрского периода на многих местах явились причиной создания пористой сети, которая впоследствии приняла многочисленные, хотя, в основном небольшие, суб-несогласные залегания нефти и газа (Раздел II.2.1). Юрский период Пост-рифтовый мезозойско-кайнозойский осадочный покров ЗСБ, начавшийся с раннего юрского периода, достигает толщины 8-10 км в северной части бассейна, со средним значением толщины 3 – 4 км на остаточной части бассейна, сужаясь до нуля к краям (Приложение 6). Отложения в основном оседали в мелководном континентальном море с прибрежной равниной и континентальной окружающей

28 ROGTEC

Jurassic The post-rift Mesozoic-Cenozoic sedimentary cover of the West Siberian basin, beginning with the Lower Jurassic, is up to 8-10 km thick in the northern part of the basin, and averages about 3-4 km over the remainder of the basin, thinning to zero around the basin margins (Enclosure 6). The sediments were mostly deposited in an extensive shallow inland sea, with coastal plain and continental environments around the margins. The sea was generally deeper in the west and north owing to the main source provenances lying to the east and south. The sediments are almost entirely clastic (sandstones, siltstones, and shales), apart from some quite extensive argillaceous limestones towards the top of the Cretaceous (Maastrichtian), and a few locally developed limestones elsewhere. Deposition in the deeper parts of the basin was virtually continuous from the Early Jurassic to at least the mid-Miocene, although unconformities of variable extent are present at the base of or within the Callovian, Kimmeridgian, Hauterivian, Barremian, Aptian, Turonian, Palaeocene, Middle Oligocene, and Miocene. These result mostly from eustatic rather than tectonic events. The Jurassic deposits have undergone only mild tectonic disturbance since deposition. As noted above, the major sediment-source areas during the Mesozoic lay to the east and southeast of the basin. The Ural, Novaya Zemlya and Taimyr uplifts formed subordinate but still significant sources. The western side of the Siberian plateau to the east appears however not to have been a major sediment source; it was covered with Triassic trap basalts and Late Proterozoic to early Palaeozoic clastic sediments, whereas the sedimentary fill of the WSB is dominantly arkosic, derived from a granitic terrane. However, it is possible that during the Jurassic the precursor to the Lena River, which now drains the eastern side of the Siberian Platform and flows northwards into the Laptev Sea, flowed along the Yenisei-Khatanga Trough from east to west and transported sediment into the northern WSB. Local uplifts within the basin also acted as minor sediment sources during the Jurassic, before they were blanketed by sediments. The Jurassic to Recent evolution of the WSB, in simple terms, comprises the passive infill of a (structurally) remarkably symmetrical, gently subsiding basin, and the simplest model for this subsidence is one of thermal sag which followed doming associated with high heat flow in the Basin during the Triassic, and which was in turn associated with the contemporary volcanism (Section I.3.1). средой по краю. Море, которое было обычно глубже на западе и севере, вследствие основного источника происхождения, располагающегося на восток и южного источника происхождения, располагающегося на восток и юг. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Осадочные отложения в основном почти полностью состоят из обломочных пород (песчаники, алевриты и сланцы), за исключением довольно экстенсивных аргиллитовых известняков начала мелового периода (маастрихтская эпоха) и некоторых разбросанных известняков. Процесс отложения в более глубоких частях бассейна проходил практически беспрерывно, начиная с раннего юрского периода до как минимум средне-миоценового периода, хотя несогласные напластования различного простирания присутствуют в пределах кэлловейского яруса верхней юры, кеммириджского, готеривского, барремского, аптского, туронского, палецеонового, среднеолигоценового и миоценового ярусов. Это скорее всего является, следствием эвстатических, а не тектонических событий. Отложения юрского периода подверглись лишь незначительным тектоническим нарушениям после напластования. Как отмечается выше, основные площади, являющиеся источниками отложений в мезозойский период, залегают на восток и юго-восток бассейна. Вздымания на Урале, Новой Земле и Таймыре образовали второстепенные, однако значительные источники. Западная сторона Сибирского плато на восток, не являлась крупным источником осадочных

www.rogtecmagazine.com

отложений; она была покрыта трапповыми базальтами триасового периода и кластогенными осадками от позднего протерозойского до раннего палеозойского периодов, тогда как седиментативное наполнение ЗСБ в основном состоит из аркозов, происходящих из гранитной группы пластов. Однако, существует возможность, что во время юрского периода предшественница реки Лены, которая в настоящее время вытекает с восточной стороны Сибирской платформы и течет на север в море Лаптевых, протекала вдоль Енисейско-Хатангской впадины с востока на запад и перенесла отложение в северный ЗСБ. Местные вздымания в пределах бассейна также являлись малыми источниками отложений в юрский период, прежде чем они были покрыты отложениями. Эволюция ЗСБ от юрского периода до настоящего времени, говоря простым языком, состоит из пассивной формы заполнения чрезвычайно симметричного (в конструктивном отношении), отстойного бассейна, а самая простая модель оседания породы представляет собой термический провес осадка куполообразующей формы, связанный с потоком высокой температуры в бассейне во время триасового периода и который, в свою очередь, был связан с совпадающими по времени вулканическими процессами (Раздел I.3.1).

ROGTEC 29

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC с Александром Дементьевым, главой PGS в России ROGTEC talks with Alexander Dementjev, Country Manager of PGS in Russia Александр Дементьев Региональный менеджер, Petroleum Geo-Services, Москва

Последний год был особенно тяжелым для сектора нефтеразведки, как во всем мире, так и в России. Как развивается бизнес компании PGS в России в настоящее время? Да, действительно, все сервисные компании серьезно ощутили негативное влияние экономического кризиса. Наиболее сильно кризис ударил по компаниям, работающими со старыми, а значит, менее эффективными технологиями, так как конкуренция в этом сегменте особенно жесткая. PGS же располагается в верхнем эшелоне рынка, что позволяет нам эффективно «оставаться на плаву» в условиях снижения общего спроса и объема инвестиций в геологоразведку. В нашей деятельности в России прошлый год был даже весьма хорошим. Мы успешно провели реорганизацию, значительно улучшили финансовые и производственные показатели в работе совместного предприятия PGS Khazar, сформировали, как мне кажется, жизнеустойчивую стратегию работы на таком непростом рынке, как Россия. PGS значительно укрепила свои позиции в Каспийском регионе, как развивается Ваш бизнес в данном регионе? Я бы назвал Каспийский регион настоящим полигоном для развития бизнеса PGS в России. Здесь мы многому учимся, отрабатываем новые технологические идеи, стратегии и внедряем международную систему управления с учетом национальных особенностей.

30 ROGTEC

Alexander Dementjev Country Manager, Petroleum Geo-Services, Moscow

The last year has been extremely tough for the oil exploration sector globally as well as in Russia. How is business for PGS in Russia today? Yes, indeed, all service companies have experienced a serious negative impact due to the economic crisis. Companies working with old and, hence, less effective technologies have suffered from the crisis the most because of the severe competition in this sector. PGS is positioned in the high-end sector, which effectively allows us to stay “afloat” amidst the reduction of overall demand and volume of investments in geologic exploration. Our business in Russia last year was rather good. We successfully carried out restructuring, considerably improved financial and production figures of the PGS Khazar Joint Venture, created, in my opinion, a sustained work strategy on such a challenging market like Russia. PGS has made some significant inroads into the Caspian region; how is your Caspian business developing? I would describe the Caspian region as the perfect ground for the development of PGS’s business in Russia. We are learning a lot there, testing new technological ideas, strategies and implementing international management systems with allowances for national specifics. As a result, we have seen a significant increase in productivity, radical improvements in the quality and safety of operations in such a difficult region as the Caspian Sea. If you add the picture investments into the development of human resources and new multi-purpose vessels, which we are www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW В результате мы видим значительное повышение производительности, радикальное повышение уровня качества и безопасности операций в таком сложном регионе, как Каспийское море. Если к этому прибавить инвестиции в развитие человеческих ресурсов и новые универсальные суда, которые мы строим в Астрахани, то становится понятным, почему совместное предприятие PGS Khazar выигрывает в конкурентной борьбе и демонстрирует рост, несмотря на кризис. Какие факторы, по Вашему мнению, явились ключевыми для успеха PGS в Казахстане? Это, прежде всего, прекрасное знание региона, требований нефтегазовой промышленности, высокий профессионализм и многолетний опыт наших специалистов, работающих на Каспии. Кроме PGS Khazar, в Алма-Ате уже давно успешно работает крупный центр PGS по обработке и интерпретации данных сейсморазведки. Далее, мы делаем все от нас зависящее, чтобы любой проект поддерживал национальную промышленность, обеспечивал максимально возможную долю работ, выполняемых казахскими компаниями. В-третьих, важным элементом является постоянное присутствие на рынке. Именно поэтому мы создали дочернюю компанию в Казахстане, именно поэтому руководство PGS Khazar так часто встречается с органами власти и нефтегазовыми компаниями Казахстана. Ну, и последним фактором является наше отношение к поставленным перед нами задачам. Мы всегда стараемся превзойти ожидания клиента. Существуют ли технологии и методы работы в Каспийском регионе, которые могут позаимствовать российские руководители с целью усовершенствования и стимулирования участка континентального шельфа России? Я бы отметил положительный опыт Казахстана в стимулировании международной конкуренции на шельфе и в регулировании уровня национальной содержащей в объеме работ в проектах, выполняемых международными компаниями. Каково положение в сфере морской сейсморазведки в России на сегодняшний день? Какие крупные исследования проводятся в настоящее время? Добыча нефти и газа на российском шельфе не превышает трех процентов от общего объема. Темпы геологоразведочных работ (ГРР) на шельфе пока не отвечают положениям государственной энергетической стратегии. Это, несомненно, негативно сказывается на развитии национальной геофизической отрасли. С другой стороны, к стагнации ГРР приводит и отсутствие экономических стимулов www.rogtecmagazine.com

building in Astrakhan, it will become obvious why the PGS Khazar Joint Venture is ahead of our competitors and is demonstrating growth despite the crisis. What do you feel were the key factors to PGS’ success in Kazakhstan? First of all, it is our excelent regional knowledge, the demands of the oil and gas industry, professionalism and the vast experience of our specialists working in the Caspian Sea. Apart from PGS Khazar, there is a large PGS centre for the processing and interpretation of seismic data, which has been successfully working in Almaty for a long time. Secondly, we do everything we can so that each project would support the national industry and ensure that the majority of works are carried out by Kazakh companies. Thirdly, constant presence in the market is an important element. That is why we created a subsidiary company in Kazakhstan and that is why the PGS Khazar management often meet the authorities and the local oil and gas companies of Kazakhstan. And the last factor is how we approach our targets. We always try to exceed our clients’ expectations. Are there practices and ways of working in the Caspian that would improve and stimulate the offshore sector in Russia? I would like to point out the positive experience of Kazakhstan in the stimulation of international competition for the offshore market and in the control of the level of the national content in the projects, implemented by the international companies. What is the current state of the Marine Seismic industry in Russia? What are the major surveys currently under way? Russian offshore oil and gas production does not exceed 3 per cent of the total volume. The intensity of the geological exploration (GE) of the shelf does not comply with the targets set by the State Energy strategy. This, without doubt, has a negative effect on the development of the Russian geophysical sector. On the other hand, stagnation of this sector is also caused by the lack of economic incentives for geophysical companies to engage in the shelf exploration independently, underdeveloped market for geological information and the inability to implement commercial multi client exploration projects in Russia. Furthermore, various legal barriers slow down the development of international offshore competition in Russia and, hence, the access to the modern technologies. Intensification of the shelf exploration will give the country a better understanding of the important resource base and help to effectively plan a prompt step-by-step development of the shelf. This is essential for a more flexible management of global energy resources, which means a more predictable and stable market and a regulated

ROGTEC 31

ИНТЕРВЬЮ для геофизических компаний заниматься разведкой шельфа самостоятельно, слаборазвитый рынок геоинформации, невозможность осуществления в России коммерческих мультиклиентных проектов по ГРР. Кроме этого, различные правовые барьеры не способствуют развитию международной конкуренции на российском шельфе, а значит и доступу к современным технологиям. Интенсификация ГРР на шельфе обеспечит лучшее понимание важнейшей для страны ресурсной базы и поможет оптимально планировать своевременное и поэтапное развитие шельфа. Это необходимо для более гибкого управления глобальными энергоресурсами, что означает более предсказуемый и стабильный рынок, регулируемый баланс между спросом и предложением, а значит и избежание глубоких кризисов в будущем.

balance between demand and supply, which in turn will mean avoiding any crisis in the future. I’m confident that the marine geophysics industry in Russia can and must develop in partnership with international leading companies. Indeed, the Ministry of Natural Resources and Ecology estimate that investments in the offshore exploration could amount to more than 600 bn Roubles for the period until 2020. Gazprom estimate that their projected reserve growth of 43% will be achieved due to the shelf. Rosneft assert the necessity of investment in the development of the offshore projects to the tune of 30 bn US Dollars for the period until 2030. These targets cannot be achieved without a specialised geophysical fleet, modern exploration technologies and international cooperation. The right moment will be lost and the shelf will not become the country’s engine for modernisation.

Я уверен, что отрасль морской геофизики в России может и должна развиваться только во взаимовыгодном партнерстве с международными компаниями-лидерами на рынке. Ведь министерство природных ресурсов и экологии оценивает необходимые объемы инвестиций в разведку на шельфе в более чем 600 млрд рублей в период до 2020 года. Газпром планирует, что рост запасов компании на 43% будет обеспечиваться за счет шельфа. Роснефть заявляет о необходимости инвестирования в развитие шельфовых проектов в размере 30 млрд долларов США в период до 2030 года. Без эффективного специализированного геофизического флота, современных технологий ГРР и международной кооперации эти задачи будет не выполнить. Время может быть упущено, а шельф так и не станет двигателем модернизации страны.

What can be done to stimulate demand for offshore data?

Что может быть сделано для стимулирования спроса на данные морские исследования?

Development and implementation of clear framework of terms for investors in GE and geophysical contractors, lowering of legal and bureaucratic barriers for international companies (fleet), a review of the provisions on secrecy of geological information is required. All these measures will open the doors to the implementation of effective technologies and necessary investments. Implementation of the proposed measures as a whole will undoubtedly lead to the prompt increase of industrial energy resources, strengthen global positions of the Russian Federation and, obviously, boost the country’s attractiveness for investment.

Прежде всего, необходимо стимулировать интенсификацию ГРР на шельфе. Необходимо предпринять меры для развития рынка геоинформации, для обеспечения международной справедливой конкуренции в области ГРР. Необходимо, как можно скорее, разрешить геофизическим компаниям самим инвестировать в ГРР и реализовывать результаты на коммерческих условиях (мультиклиентные проекты). Прямое вхождение государства в нефтегазовые проекты, включая мультиклиентные ГРР, могло бы обеспечить значительные дополнительные поступления в бюджет и более эффективное развитие шельфа. Современные технологии должны быть прибыльно использованы именно в России. Здесь необходим стимулирующий налоговый режим (затраты на ГРР,

32 ROGTEC

First of all, it is necessary to support the intensification of the geological exploration on the shelf. It is necessary to develop the geological information market and secure international fair competition in this area. It is essential to allow geophysical companies to independently invest as early as possible and to implement the results on a commercial basis (multi client projects). Direct involvement of the Government in oil and gas projects, including multi client GE, could secure considerable additional budget revenues and more effective offshore development. The use of modern technologies must be especially profitable in Russia. A favourable tax regime is essential here (GE expenses, testing of new technologies should be deducted from the tax base).

Many different regions employ Multi Client Services to make offshore data available to prospective operators. Russia, however, has so far not embraced this form of data collection and distribution. Why is this and should they be utilizing MCS? I think the multi-client model does not work in Russia because of the groundless strict regime of secrecy around the geological information. Taking in to account www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

ЗНАКОМСТВО С INOVA.

ADVERT

Вместе мы решим любую задачу! INOVA – новая независимая компания по производству оборудования для наземной сейсморазведки, сочетающая в себе лидирующие в отрасли инновационные технологии компании ION и опыт компании BGP. Мы предлагаем широкий спектр наземного сейсморазведочного оборудования для работы в любых условиях окружающей среды: кабельные и бескабельные системы регистрации, источники возбуждения и системы синхронизации. Все это сопровождается высококлассным обслуживанием. Независимо от сложности поставленной задачи и от места проведения работ - мы обеспечим Вас всем необходимым для успешного выполнения проекта.

СИСТЕМЫ РЕГИСТРАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ НЕВЗРЫВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ДАТЧИКИ

www.inovageo.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 33

ИНТЕРВЬЮ тестирование новых технологий вычитаются из налогооблагаемой базы). Необходимы разработка и внедрение четких рамочных условий для инвесторов в ГРР и геофизических подрядчиков, снижение законодательных барьеров и бюрократических препятствий для международных компаний (флота), пересмотр положений о секретности геоинформации. Все эти меры сделают возможным доступ к внедрению эффективных технологий и необходимым инвестициям. Реализация предлагаемых мер в комплексе, безусловно, приведет к своевременному увеличению промышленных запасов энергоресурсов, усилит глобальные позиции РФ и, несомненно, повысит инвестиционную привлекательность страны. Множество различных регионов пользуются мультиклиентными услугами (МКУ) для того, чтобы данные морских исследований были доступны перспективным операторам. Однако Россия пока еще не переняла данную форму сбора и распространения данных. Почему это так и должны ли МКУ использоваться в России? Мне кажется, что мультиклиентная модель не работает в России по причине необоснованно высокого режима секретности геоинформации. Опыт других стран, например, Норвегии, показывает, что именно открытость в системе управления ресурсами и активный рынок геоинформации создают основу для эффективного освоения шельфа. Я очень надеюсь, что в России в самое ближайшее время будет положительно решен вопрос о создании условий для реализации мультиклиентных проектов ГРР.

the experience of other countries – Norway for example - shows that transparency in the resource management system and an active market of geological information provide for effective offshore development. I very much hope that the favorable conditions for implementation of multi-client GE projects will be established in Russia as soon as possible. What advantages would MCS bring to Russia? Multi client works convert production capacity (fleet, supercomputers, geologists, geophysicists) to intellectual property, which generates profits for geophysical companies and the state over a period of 10-15 years. Moreover, multi-client projects significantly improve the quality of exploration and attract leading technologies. As a result, investor interest in the shelf grows and new investors are attracted, new geological prospects and ideas are generated and the Government will have a better understanding of the potential. Other benefits will include an increase in tenders and auctions for subsurface use (license rounds), subsequent GE programs will be optimised, geological risks will be reduced the exploration cycle will speed up, all leading to reserves being brought online much quicker and more effectively. Basically, multi-client GE will help oil and gas companies to identify the most attractive licenses or the best prospects in the license portfolio. Even if multi-client GE turns up relatively poor prospects, the results will still have commercial value; oil and gas companies buy information for a better understanding of geology of a particular region and the planning of further exploration steps.

Какими преимуществами для России обладают МКУ? Мультиклиентные работы конвертируют производственные мощности (флот, суперкомпьютеры, геологи, геофизики) в интеллектуальную собственность, которая генерирует доход для геофизических компаний и государства на протяжении 10-15 лет.

Where would you see the company’s strongest regional growth over the next few years - marine surveys, data processing or software sales? Without question, in deep water seismic offshore works in the Arctic sea shelf. What new technologies have you introduced recently?

Далее, мультиклиентные проекты значительно повышают качество ГРР и привлекают передовые технологии. Повышается интерес инвесторов к шельфу, привлекаются новые инвесторы. Генерируются новые геологические проспекты и идеи. Улучшается понимание правительством перспектив шельфа, а значит и ценностей. Повышаются уровни детализации тендеров и предложений на аукционах на право недропользования (лицензионных раундах). Оптимизируются последующие программы ГРР. Снижаются

34 ROGTEC

Our company invests 70-80 mil dollars annually in the development of new technologies. I think that even our respected competitors will admit the innovative nature of our corporate culture. One of our Russian partners commented that PGS in marine geophysics is like Apple in the world of personal computers – highly innovative, exclusive and desirable. One article is not enough in order to answer your question. I would like to give just three examples. I have already mentioned that the PGS Khazar Joint Venture is completing www.rogtecmagazine.com

64 4]TaVh

INTERVIEW

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

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

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 33

ИНТЕРВЬЮ геологические риски. Ускоряется разведовательный цикл, что приводит к ускорению этапа начала добычи. Мультиклиентные ГРР помогают нефтегазовым компаниям выявлять наиболее привлекательные лицензии или наиболее перспективные проспекты в портфеле лицензий. Даже если мультиклиентные ГРР демонстрирует низкую перспективность участка, результаты при этом имеют коммерческую ценность, так как нефтегазовые компании покупают данные для лучшего понимания геологии отдельного региона и для планирования последующих шагов по разведке. В каких областях, на Ваш взгляд, будет наблюдаться самый сильный региональный рост компании в течение следующих нескольких лет – морские исследования, обработка данных или продажи программного обеспечения? Несомненно, в области глубоководных морских сейсморазведочных работ на шельфе арктических морей. Какие новые технологии были разработаны Вашей компанией за последнее время? Наша компания ежегодно инвестирует в развитие новых технологий порядка 70-80 миллионов долларов. Я думаю, что даже наши уважаемые конкуренты признают инновационную природу нашей корпоративной культуры. Один из наших российских партнеров сказал, что компания PGS в морской геофизике – это, как Apple в мире персональных компьютеров: высоко инновационная, эксклюзивная и желаемая. Для ответа на Ваш вопрос потребуется не одна статья. Хочу остановиться лишь на трех примерах. Я уже упоминал, что СП PGS Khazar заканчивает строительство в Астрахани трех новых судов. Новый тип судов будет эффективно работать в таком востребованном сегменте, как глубина воды от 2 до 25 метров. При этом суда могут работать как с донным кабелем, так и с плавающей косой. Эти суда, безусловно, повысят производительность и качество сейсмоисследований на Каспии. Размеры судов позволят их эффективное использование и в других акваториях. Гордостью PGS являются флот судов серии Ramform. Год назад мы успешно ввели в эксплуатацию два новейших судна: Ramform Sovereign и Ramform Sterling. Первая и наиболее очевидная особенность этих судов – это форма корпуса. При длине чуть более 100 м судно не кажется слишком длинным по современным стандартам, однако поперечный размер кормы в 40 м

36 ROGTEC

the construction of three new vessels in Astrakhan. The new type of vessels will effectively operate in 2 to 25 meter water depth. Having said that, the vessels can work with the bottom cable as well as with towed streamers.These vessels will certainly increase the productivity and the quality of seismic surveys in the Caspian Sea. The size of these vessels will also allow to use them in other offshore areas. Our Ramform fleet is the pride of PGS. Last year we commissioned two new vessels to join the fleet; the Ramform Sovereign and the Ramform Sterling. The first obvious feature of these vessels is the hull shape. At just more than 100 m in length, the vessel is not long by modern standards, but with 40 m in the beam at the stern, the hull takes on a futuristic appearance. This is strikingly different from the conventional slim hulls, and while the vessel is no slouch at 16 knots cruising speed, it cannot be classified as a high-speed vessel. About 30,000 hp of propulsion capacity makes the vessel the most powerful in the world. When collecting seismic data, the Ramform Sterling generates around 160 tons of thrust, equivalent to two Boeing 747 aircraft at takeoff. Onboard the vessel you see many innovations which are designed to maintain the productivity of the vessel. Many of these are only possible due to the space, volume and power of this unique vessel. The latest Ramforms have significantly higher acquisition and transit speed, 25 percent longer endurance, and 60 percent higher production capacity compared to the previous Ramform class vessels. The vessels are equipped to tow up to 22 acoustic streamers - more than twice the capacity of most conventional vessels. The 400 tons of highly sensitive electronic equipment is deployed over an area equivalent to 830 soccer pitches. This translates to higher productivity in operations, which is advantageous to customer. The volume also allows for extreme fuel capacity of about 6,000 metric tons, offering extreme survey endurance. As an illustration of what this means in practice, the vessel would be able to sail twice around the planet without having to stop to refuel. For crew changes, the vessel has the world’s first rollcompensated helideck, allowing safe helicopter landings in conditions where landings would normally be too hazardous to attempt. On the equipment side, there are also several features that can be expected to find their way onto other new seismic vessels in the future. For instance, the sources are equipped with devices that enable the sources to be steered rather than simply towed passively behind the vessel. Sophisticated software interfaced to the vessel’s seismic navigation system allows the source arrays to steer predetermined tracks to repeat the source positions of www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

©ª » ®¡±©ª§ª ¤» © ¦ ¡§¡ ª®¯«© ¬ª¤¤

¬ÁÔÁÉÄÁ ÀÇÛ Ì¼½ÊÎ É¼ Æ¼½ÁÇÁ u ÍÆ¾¼ÂÄÉÉ×Å ÎÌ¼ÆÎÊÌ 8FMM 5SBDUPS b ÂÍÃÒ ÉÍËÎ¿ÌÇ¾ 8FMMUFD ÎÄÏÁÍÈ ÁÌÄÃÏÇÊ¿ ÒÐÑÏÍÈÐÑÁÍ Ì¿ É¿ÀÄÊÄ ÃÊ¾ ÁÌÒÑÏÇÐÉÁ¿ÅÇÌÌÚÔ Ï¿ÀÍÑ ÐÎÍÐÍÀÌÍÄ ÁÚÎÍÊÌ¾ÑÛ Ï¿ÆÊÇÖÌÚÄ ÍÎÄÏ¿ÕÇÇ Á Ì¿ÉÊÍÌÌÚÔ Ç ÂÍÏÇÆÍÌÑ¿ÊÛÌÚÔ ÐÉÁ¿ÅÇÌ¿Ô Ð Ë¿ÊÚËÇ Æ¿ÑÏ¿Ñ¿ËÇ ÁÏÄËÄÌÇ Ç ÁÚÐÍÉÍÈ ÜÉÍÌÍËÇÖÄÐÉÍÈ ÜÓÓÄÉÑÇÁÌÍÐÑÛÝ }Ñ¿ ÎÏÍÏÚÁÌ¿¾ ÑÄÔÌÍÊÍÂÇ¾ 8FMM 5SBDUPS ÎÏÄÃÐÑ¿ÁÊ¾ÄÑ ÐÍÀÍÈ ÒÐÑÏÍÈÐÑÁÍ ÉÍÑÍÏÍÄ ÐÎÍÐÍÀÌÍ É¿É ÃÍÐÑ¿ÁÊ¾ÑÛ Ï¿ÆÊÇÖÌÚÄ ÇÌÐÑÏÒËÄÌÑÚ Ç ÇÆËÄÏÇÑÄÊÛÌÚÄ ÎÏÇÀÍÏÚ Á ÐÉÁ¿ÅÇÌÒ Ñ¿É Ç Ð¿ËÍÐÑÍ¾ÑÄÊÛÌÍ ÁÚÎÍÊÌ¾ÑÛ ÁÌÒÑÏÇÐÉÁ¿ÅÇÌÌÚÄ Ï¿ÀÍÑÚ g¿ËÄÌ¿ Ñ¾ÅÄÊÚÔ ÑÏ¿ÃÇÕÇÍÌÌÚÔ ËÄÑÍÃÍÁ ÁÑÍÏÅÄÌÇ¾ Á ÐÉÁ¿ÅÇÌÒ Ì¿ ÎÏÇËÄÌÄÌÇÄ ÊÄÂÉÍÂÍ ÒÐÑÏÍÈÐÑÁ¿ Ì¿ É¿ÏÍÑ¿ÅÌÍË É¿ÀÄÊÄ ÍÆÌ¿Ö¿Ê¿ ÏÄÁÍÊÝÕÇÝ Á ÌÄÓÑÄÂ¿ÆÍÁÍÈ ÎÏÍËÚ×ÊÄÌÌÍÐÑÇ ÀÊ¿ÂÍÃ¿Ï¾ ÜÓÓÄÉÑÇÁÌÍÐÑÇ ÎÏÍÁÄÃÄÌÇ¾ chpq ÖÑÍ ÎÍÆÁÍÊ¾ÄÑ ÎÏÍÁÍÃÇÑÛ ÁÌÒÑÏÇÐÉÁ¿ÅÇÌÌÚÄ Ï¿ÀÍÑÚ ÀÍÊÄÄ Ö¿ÐÑÍ Ç Ð ÂÍÏ¿ÆÃÍ ËÄÌÛ×ÇËÇ Æ¿ÑÏ¿Ñ¿ËÇ

ËÁÆÎÌ ÏÍÇÏ¿ oÄÏÄÖÄÌÛ ÎÏÄÃÊ¿Â¿ÄËÚÔ ÒÐÊÒÂ ÎÍÐÑÍ¾ÌÌÍ Ï¿Ð×ÇÏ¾ÄÑÐ¾ 0HONE b Ì¿ÐÑÍ¾ØÄÄ ÁÏÄË¾ ÃÇ¿Î¿ÆÍÌ ÎÏÄÃÊ¿Â¿ÄËÚÔ ÒÐÊÒÂ ÁÉÊÝÖ¿ÄÑ ÑÏ¿ÌÐÎÍÏÑÇÏÍÁÉÒ ÍÀÍÏÒÃÍÁ¿ÌÇ¾ ÃÊ¾ ÑÄÉÒØÄÂÍ Ç É¿ÎÇÑ¿ÊÛÌÍÂÍ ÏÄËÍÌÑ¿ ÐÉÁ¿ÅÇÌ Ç ÐÊÍÅÌÚÔ ÁÌÒÑÏÇÐÉÁ¿ÅÇÌÌÚÔ Ï¿ÀÍÑ Á ÑÍË ÖÇÐÊÄ ¯ Ç Ã¿ÊÄÉÍ ÌÄ ÑÍÊÛÉÍ ÜÑÍ nÑÉÏÚÁ¿ÌÇÄ Ç Æ¿ÉÏÚÁ¿ÌÇÄ ÉÊ¿Î¿ÌÍÁ sÃ¿ÊÄÌÇÄ ÑÁÄÏÃÚÔ ÍÑÊÍÅÄÌÇÈ ¿ Ñ¿ÉÅÄ ÎÄÐÉ¿ ÍÐÉÍÊÉÍÁ Ç ÍÀÊÍËÉÍÁ oÍÐÑ¿ÌÍÁÉ¿ Ç ÇÆÁÊÄÖÄÌÇÄ ÎÏÍÀÍÉ nÀÄÐÎÄÖÄÌÇÄ ÍÎÑÇË¿ÊÛÌÍÂÍ ÉÍÌÑÏÍÊ¾ ÎÏÇÑÍÉ¿ tÏÄÆÄÏÍÁ¿ÌÇÄ Ì¿ É¿ÀÄÊÄ oÄÏÓÍÏ¿ÕÇ¾ j¿ÏÍÑ¿Å ÁÍ ÁÏÄË¾ ÎÄÏÄËÄØÄÌÇ¾ É¿ÏÍÑ¿ÅÌÍÂÍ ÎÏÇÀÍÏ¿ ÑÏ¿ÉÑÍÏÍË kÍÁÇÊÛÌÚÄ Ï¿ÀÍÑÚ

ªÆÏË¼ÁÈÊÍÎØ ÄÉ¾ÁÍÎÄÒÄÅ

ÊËÊÇÉÄÎÁÇØÉ¼Û ÄÉÐÊÌÈ¼ÒÄÛ

q ÎÍ¾ÁÊÄÌÇÄË ÜÑÍÈ ÑÄÔÌÍÊÍÂÇÇ ÌÄÓÑÄÃÍÀÚÁ¿ÝØÇÄ ÉÍËÎ¿ÌÇÇ ÐÑ¿ÊÇ ÎÍ ÃÏÒÂÍËÒ ÎÊ¿ÌÇÏÍÁ¿ÑÛ Ç ÀÒÏÇÑÛ ÐÁÍÇ ÐÉÁ¿ÅÇÌÚ m¿ÎÏÇËÄÏ ÉÏÒÎÌ¿¾ ÉÍËÎ¿ÌÇ¾ ÍÎÄÏ¿ÑÍÏ Á qÄÁÄÏÌÍË ËÍÏÄ Æ¿ËÄÌÇÊ¿ ÁÑÍÏÅÄÌÇÈ Á ÐÉÁ¿ÅÇÌÒ

cÄÌÄÏ¿ÊÛÌÚÈ ÃÇÏÄÉÑÍÏ aÄÏÝØÄÁ q e nnn §bÄÊÑÜÉ nÈÊÓÇÊÃ qÄÏÁÇÐÄÐ psq ¨ pÍÐÐÇ¾ lÍÐÉÁ¿ ÒÊ m¿ÏÍÃÌÍÂÍ nÎÍÊÖÄÌÇ¾ ÉÍÏÎ rÄÊÄÓÍÌ TCFSZVTDIFW!XFMMUFD DPN ÇÊÇ Æ¿ÈÃÇÑÄ Ì¿ Ð¿ÈÑ XFMMUFD DPN

Ì¿ ÂÇÀÉÍÈ ÑÏÒÀÄ ÇÊÇ Ì¿ mjr ÎÍÃ Ã¿ÁÊÄÌÇÄË Ì¿ Ï¿ÀÍÑÚ Ð ÎÏÇËÄÌÄÌÇÄË ÒÐÑÏÍÈÐÑÁ ÎÏÄÃÊ¿Â¿ÄËÚÔ ÉÍËÎ¿ÌÇÄÈ 8FMMUFD g¿ ÎÍÐÊÄÃÌÄÄ ÁÏÄË¾ ÍÌÇ ÎÏÇÆÌ¿ÊÇ ÖÑÍ Á ÏÄÆÒÊÛÑ¿ÑÄ ÎÏÇËÄÌÄÌÇ¾ ÒÐÊÒÂ ÉÍËÎ¿ÌÇÇ 8FMMUFD ÇËÇ ÀÚÊÇ ÐÍÆÃ¿ÌÚ ËÇÊÊÇ¿ÏÃÚ ÃÍÊÊ¿ÏÍÁ ÃÍÎÍÊÌÇÑÄÊÛÌÍÈ ÐÑÍÇËÍÐÑÇ

Welltec, Well Tractor, Well Stroker, Well Key, Well Cleaner, Well Miller и Welltec Release Device являются торговыми марками компании Welltec A/S, зарегистрированными в Дании и других странах Все изделия защищены одним или более патентами или патентными заявками, находящимися на рассмотрении в Дании и других странах. Копирайт © 2010 Welltec. Все права защищены.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 37

ИНТЕРВЬЮ придает корпусу «футуристические» очертания. Судно явно отличается от обычных судов узкой конструкции и, хотя, оно достаточно уверенно чувствует себя при крейсерской скорости в 16 узлов, его нельзя причислить к быстроходным судам, несмотря на потенциал в 30 000 л.с., позволяющий судну считаться самым мощным в мире. При сборе сейсмических данных Ramform Sterling развивает тягу примерно в 160 т, что равно тяге двух самолетов Boeing 747 в момент взлета. На борту судна можно увидеть множество нововведений, разработанных с целью обеспечения его эффективной работы. Некоторые из них стали возможными лишь благодаря пространственным, объемным и силовым характеристикам этого, уникального в своем роде, судна. Новейшие суда Ramform отличаются более высокой скоростью сбора данных и перемещения; они превосходят суда серии Ramform предыдущего поколения по продолжительности сейсморазведки на 25%, а по производственной мощности – на 60%. В оснастку судна включены 22 акустические сейсмические косы; буксировка таких кос свидетельствует о более чем двукратном превышении мощности большинства обычных судов. 400-тонное электронное оборудование, отличающееся высокой чувствительностью, развертывается на площади, по размеру соответствующей 830 футбольным полям. Благодаря этому обеспечивается эффективность эксплуатации, что имеет важное значение для заказчиков работ. Вместимость судна составляет приблизительно 6 000 метрических тонн топлива, что увеличивает продолжительность разведочных работ. В качестве практического примера заметим, что судно способно дважды совершить кругосветное путешествие без остановки на дозаправку. Чтобы обеспечить смену экипажа, на судне предусмотрена первая в мире вертолетная площадка с системой компенсации колебаний. Данная площадка обеспечивает безопасную посадку вертолета даже в условиях повышенной опасности. В отношении оборудования, также, предусмотрен ряд функций, которые, скорее всего, станут стандартом для сейсморазведочных судов будущего. В частности, речь идет об оснащении сейсмоисточников устройствами, благодаря которым источниками можно управлять, а не просто буксировать их позади судна. Сложное программное обеспечение взаимодействует с сейсмической системой навигации корабля, позволяя сейсмоисточникам следовать вдоль заранее определенных траекторий, повторяя путь, пройденный сейсмоисточником при предшествующем исследовании. Это дает существенное преимущество

38 ROGTEC

previous surveys. This is of great benefit for advanced 4-D surveying. The range of technologies employed is the new benchmark for 3D, 4D and wide azimuth acquisition - in terms of productivity, efficiency, safety and data quality. Another example of the revolutionary technology is the dual-sensor towed streamer GeoStreamer® developed by PGS. The design of this streamer utilizes two types of sensors: pressure and velocity. This new technology gives opportunity to significantly improve the quality and efficiency of seismic surveying in comparison with the conventional streamers where only the hydrophones are used. The analysis of the data acquired with GeoStreamer® demonstrates 4-5 times increase at the low side of the spectrum, double increase of the high frequencies (before any processing for the purpose of signal amplification) and also an increase of signal to noise ratio for all frequencies and depths. As a result we achieve deeper penetration or imaging of deep sub-basalt and sub-salt targets while providing higher resolution of e.g. stratigraphic traps images. GeoStreamer® towing depth is now about 15 - 25 m. It can take advantage of the fact that the noise effects of weather-induced surface waves decrease significantly. And increased “insulation” of the streamer from the effects of bad weather increases the operational weather window and enhances productivity. What would you like to have achieved with PGS in Russia and the Caspian in the next 12 months? We work in Russia and other former USSR countries in accordance with a certain strategy, the targets of which are quite ambitious, but realistic. I believe that in the next 12 months our joint venture will not only strengthen its position and expand its presence in the Caspian region, but also will be ready to enter the international market outside the boundaries of the Caspian. We also hope that in 12 months time the organisational decisions will be found and the necessary conditions will be created for the deployment of the most efficient seismic vessels in the world, along with other PGS technologies, for effective geological exploration in the Russian Arctic sea shelf. First and foremostly, this is for the benefit of Russia. Our country deserves this. при проведении технически сложных исследований в режиме 4D. Спектр используемых технологий на судах стал новым стандартом для исследований в режиме 3D и 4D, включая сбор данных по широкому азимуту, в отношении производительности, www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW эффективности, безопасности и качества сейсмических данных. Другим примером «революционных» технологий является разработка компанией PGS буксируемой морской косы с двумя датчиками - GeoStreamer®. Новая морская буксируемая коса, помимо датчиков давления, оснащена также датчиками скорости частиц. Предложенная технология дает возможность существенно повысить качество и эффективность сейсморазведки по сравнению с традиционной методикой регистрации данных, где используются лишь гидрофоны. Сравнительный анализ данных, полученных c помощью GeoStreamer®, с данными традиционной сейсмокосы демонстрирует четырех- и даже пятикратный рост спектра низких частот и примерно двукратный рост высокочастотного спектра (до применения какойлибо обработки с целью усиления спектра), а также повышенное соотношение «сигнал-шум» для всех частот и глубин. В итоге достигается большая глубина проникновения, то есть получение изображений глубоких подбазальтовых и подсолевых целевых горизонтов на фоне достижения более высокого разрешения изображения, например, стратиграфических ловушек. GeoStreamer® позволяет осуществлять более глубокую буксировку – на глубине15-25 м. Это позволяет минимизировать помехи от поверхностных волн вследствие изменения погодных условий. А высокая погодоустойчивость сейсмической косы – это гарантия минимизации простоев вследствие волнения моря и максимизация производительности. Каких результатов компания PGS хотела бы достичь в России и на Каспийском море в течение следующих 12 месяцев? Мы работаем в России и других странах бывшего СССР в соответствии с конкретной стратегией, цели которой амбициозны, но достижимы. Я верю, что в течение 12 месяцев наше совместное предприятие не только еще более укрепит свои позиции и расширит присутствие в Каспийском регионе, но и будет готово к выходу на международный рынок за пределами Каспия. Еще мы очень надеемся, что через 12 месяцев будут найдены организационные решения и созданы необходимые условия для применения самых производительных сейсмических судов в мире и других технологий PGS для эффективной геологоразведки российского шельфа арктических морей на благо, прежде всего, России. Наша страна заслуживает этого. www.rogtecmagazine.com

Alexander Dementjev 2008 - Petroleum Geo-Services (Norway) Country manager, PGS, Moscow Business Development Manager, Oslo, EAME region (Europe, Africa, Middle East). 2005 - Red Star Consulting (Norway/Russia) Founder of Red Star Consulting Group, Management consultancy (oil & energy) Since 2003: management consultant for Hydro Oil & Energy and StatoilHydro (Shtokman Project) 2003 - 2005 Storvik & Co (Norway) Director, Oil & Gas; Management consultancy 2000 - 2003 Telenor Mobile Communications (Norway) Vice President, International Expansion/ Mobile Internet services 1993 - 2000 Kvaerner Group (Norway) Senior Project Manager, Business Development manager, Head of business unit 1992 - 1993 North Norwegian Institute of Technology and Innovation VINN (Norway) Business management consultant 1989 - 1991 Leningrad Regional Council / Administration (Russia) Executive Officer, Foreign Economic Relations Dept. International experience: Russia: native Russian , MSc education, work in management positions in public and private sectors Norway: nearly 20 years of permanent residence, business education/ training, work in management positions (oil & gas, shipbuilding, telecommunication); Short- and long-term assignments in Russia, UK, Portugal, Ukraine, Denmark, Brazil, South-East Asia Александром Дементьевым 2008 год – компания Petroleum Geo-Services (Норвегия) Региональный менеджер, PGS, Москва Менеджер по развитию бизнеса, Осло, регион ЕАБВ (Европа, Африка, Ближний Восток). 2005 год – компания Red Star Consulting (Норвегия/Россия) Учредитель Red Star Consulting Group, консультирование по вопросам управления (нефть и энергетика) С 2003 года: консультант по вопросам управления компаний Hydro Oil & Energy и StatoilHydro (Проект Shtokman) 2003 – 2005 год Storvik & Co (Норвегия) Директор, нефть и газ; консультирование по вопросам управления 2000 - 2003 год Telenor Mobile Communications (Норвегия) Вице-президент, международное расширение/услуги мобильного интернета 1993 - 2000 год Kvaerner Group (Норвегия) Главный руководитель проекта, Менеджер по развитию бизнеса, Глава подразделения 1992 - 1993 год Институт технологий и инноваций севера Норвегии VINN (Норвегия) Консультант по управлению бизнесом 1989 - 1991 год Ленинградский областной совет / Администрация (Россия) Руководитель Отдела международных экономических отношений Международный опыт: Россия: русский, образование со степенью магистра наук, работа на руководящих должностях в государственном и частном секторе Норвегия: постоянное проживание почти 20 лет, образование/обучение в области бизнеса, работа на руководящих должностях (нефть и газ, судостроительство, телекоммуникации); Краткосрочные и долгосрочные контракты в России, Великобритании, Португалии, Украине, Дании, Бразилии, ЮгоВосточной Азии

ROGTEC 39

БУРЕНИЕ

Повышение эффективности предприятия посредством внедрения WITSML Deriving Business Value from Implementing WITSML Д-р Джулиан Г. Пикеринг, Директор компании Digital Oilfield Solutions

Dr. Julian G. Pickering, Director, Digital Oilfield Solutions

Рэнди У. Кларк, Президент и исполнительный директор компании Energistics

Randy W. Clark, President & CEO, Energistics

тандартный язык разметки для передачи информации о буровой площадке (WITSMLTM) позволяет эффективно обмениваться информацией о буровой площадке в нефтегазодобывающей промышленности. Преимущества использования стандартизованного подхода к обмену информацией о бурении являются интуитивными для большинства инженеров-буровиков и руководителей буровых работ и обычно характеризуются следующими аспектами:

» WITSML позволяет повысить отдачу от инвестиций в

высокотехнологические области и открывает новые возможности автоматизации для энергетических компаний и оптимизации, что в противном случае будет невозможным или сложным. WITSML снижает затраты на обмен информацией » между программными приложениями внутри компании-разработчика и между компаниями разработчиками, совместными предприятиями, партнерами, подрядчиками и контролирующими органами. » WITSML снижает затраты на замену или замещение программного обеспечения, что в результате усовершенствует функциональные возможности. WITSML, развивающийся благодаря компании

40 ROGTEC

he Wellsite Information Transfer Standard Markup Language (WITSMLTM) enables the upstream oil and gas industry to communicate wellsite information efficiently. The benefits for adopting a standardized approach to exchanging drilling information are intuitive for most drilling engineers and managers in the industry and usually include the following reasons:

» WITSML allows energy companies to leverage their investment in highly instrumented fields and enables new capabilities for automation and optimization that would otherwise be impossible or difficult to achieve. » WITSML reduces the cost of information exchange between software applications within an operating company and between operating companies, joint ventures, partners, contractors, and regulatory authorities. » WITSML reduces the cost of replacing or substituting software which results in improved functionality. WITSML, facilitated by Energistics, is celebrating its tenth anniversary this year with more than 50 member companies supporting its Special Interest Group (SIG) and is embedded in over 40 software products and applications used by oil and gas companies globally. So why has every new drilling operation in the last two www.rogtecmagazine.com

DRILLING Energistics, отмечает десятую годовщину в этом году и насчитывает более чем 50 компаний-членов, входящих в специальную группу, занимающуюся решением конкретных задач (SIG), а также внедрен в более чем 40 программных продуктов и приложений, используемых нефтегазовыми компаниями по всему миру. Почему же при выполнении новых буровых работ за последние два года WITSML не был использован в качестве базовой технологии передачи данных для оперативного обмена информацией и обработки информации о прошлых периодах? Ответ заключается скорее в скорости внедрения, нежели в доказанной функциональности. Некоторые энергетические компании, такие как Statoil и Saudi Aramco, давно признали преимущества использования WITSML, и в результате этого в их генеральных соглашениях об обслуживании указано, что WITSML должен быть использован для предоставления данных по бурению в реальном времени. Однако это не относится к более широкому сектору нефтегазовой промышленности. В то время как отдельные технологии были внедрены в энергетическую промышленность довольно поздно, можно отметить несколько технологических инноваций, таких как трехмерная сейсморазведка и горизонтальное бурение, которые улучшили безопасность и повысили эффективность буровых работ. Однако, внедрение новой технологии лишь по причине эффективности в основном воспринимается в индустрии как решение, которое «было бы хорошо принять», нежели которое «необходимо принять». Для большинства нефтегазовых компаний согласование и реализация проекта осуществляются в соответствии с жесткими правилами. Целью этого является достижение наибольшей объективности и получение ответов на такие вопросы как:

» Является ли проект доступным по цене, принимая во внимание имеющийся бюджет? » Каков срок окончания проекта и как скоро по нему будет получена прибыль? » Каковы риски при невыполнении проекта? » Какой из предлагаемых проектов имеет наибольший приоритет при существовании нескольких проектов? Очень легко полностью упустить вопрос передачи данных в процессе принятия такого решения высокого уровня, но зачастую этот аспект оказывается критическим в ходе выполнения проекта. Задача состоит в количественном определении выгоды, являющейся результатом использования эффективной передачи данных, а также в понимании дополнительной выгоды, вытекающей из использования открытого промышленного стандарта www.rogtecmagazine.com

years not used WITSML as its base data communications technology for near real-time data exchange and historical information? The answer lies in rate of adoption rather than proven functionality. In some energy companies, notably Statoil and Saudi Aramco, there is a proven understanding of the benefit that is provided by utilizing WITSML and as a consequence their master service agreements stipulate that WITSML must be used to deliver real-time drilling data. However, this is certainly not true of the broader oil and gas industry. While the energy industry as a whole has been a late adopter of certain technologies, there have been several technology innovations such as 3-D seismic and horizontal drilling which have increased safety and made drilling operations more effective. However, adopting new technology, simply for efficiency, is often perceived by the industry as a “nice to have, rather than a need to have” decision. For most oil and gas operators the approval and implementation of a project follows a rigorous process. The intent is to be as objective as possible and to answer questions such as:

» Is the project affordable given budget constraints? » What is the timeline to delivery and how soon will I

get payback? » What are the risks of the project failing to deliver? » If there are several project proposals which have the highest priority? It is very easy for data communications to be overlooked completely in this high level decision process but usually they become critical once the project is underway. The challenge is quantifying the business value from implementing effective data communications and understanding the added business value from using an open industry standard rather than a proprietary solution. In the early phases of most projects, usually prior to sanction, an Authorization for Expenditure (AFE) or similar document is developed setting out the business case for undertaking a project. For a project to go live, the AFE must either demonstrate significant business value or else fit into the category of a “must do” project to satisfy regulatory requirements or address Health, Safety, Security and Environmental (HSSE) issues. The question is – what is meant by significant business value and how is it measured in the case of a project adopating a communications protocol such as WITSML? A good approach to addressing data communications requirements in the pre-project phase is to establish a clear understanding of how standards can mitigate risk and enable decision making and therefore be an integral part of the drilling strategy. This could take the form of

ROGTEC 41

БУРЕНИЕ

WITSML adoption is a growing agenda for many companies. Применение WITSML является растущей потребностью для многих компаний.

Commercial products are available now. Also, new products are increasing in capability & performance. Коммерческая продукция уже доступна. Кроме того, возможности и производительность новой продукции растут.

WITSML is becoming a de-facto open industry standard for real-time drilling & production information. WITSML становится действительным стандартом открытых промышленных сетей для поддержки информации в реальном времени о ходе буровых работ и производительности скважины.

Projects can be implemented faster & at reduced costs. Возможна более срочная реализация проектов со снижением затрат. Data usage capabilities can be realised quicker.

Investments in technology are more secure.

It has been adopted by the leading service companies & many leading product developers. Он был принят ведущими обслуживающими компаниями и многими ведущими разработчиками продукции.

Возможности использования информации могут быть реализованы быстрее.

Инвестиции в технологии более безопасны. Overall training requirements are reduced as products are evolved instead of becoming obsolete Он был принят ведущими обслуживающими компаниями и многими ведущими разработчиками продукции.

Products & capability are independant of a specific data service provider &/or vendor.

Resources can be reassigned easily without having to be retrsained.

Продукция и возможности не зависят от конкретного поставщика информационного обслуживания и (или) производителя.

Ресурсы могут быть перераспределены без необходимости дополнительного обучения.

Business impacts: 1. Benefits achieved quicker 2. Investment lasts longer 3. Overall cost is reduced 4. Reduced risk of nonsustained adoption 5. Increased implementation options 6. Archieves vendor independance Последствия для бизнеса: 1. Преимущества достигаются быстрее. 2. Инвестиций хватает на более долгий срок. 3. Общие затраты снижаются. 4. Снижение риска применения неподдерживаемых технологий. 5. Более широкие возможности применения. 6. Достигается независимость от производителя.

Рис. 1. Образец причинно-следственной схемы для определения ценности для бизнеса Figure 1. Sample Cause & Effect Map to Highlight Business Value вместо частного решения. На ранних стадиях большинства проектов, обычно на стадии их утверждения, разрабатывается Руководство утверждения расходов (AFE) или другой похожий документ, определяющий экономическое обоснование проекта. Для запуска проекта AFE должно либо продемонстрировать существенную ценность для бизнеса, либо подпадать под категорию «необходимого» проекта для удовлетворения нормативных требований или вопросов здоровья, безопасности, охраны и окружающей среды (HSSE). Вопрос заключается в том, что подразумевается под существенной ценностью для бизнеса и как она измеряется в случае использования в проекте такого протокола обмена данными как WITSML? Правильным подходом к решению вопроса обмена данными на подготовительной стадии проекта является четкое понимание того, как стандарты могут

42 ROGTEC

a workshop, facilitated by a real-time data professional, attended by drilling engineers, supervisors and managers from the project team. The project team should identify what data is required, by whom and in what form. Having detailed discussions about the consequences of losing installed data communications will lead towards identifying business value but it is only the first step. If data communications are implemented from a business perspective they open up a wealth of opportunity. Let us use WITSML as an example and review the cause and effect map shown in Figure 1 that looks at the premise that “WITSML is becoming a de-facto open industry standard for real-time drilling and production information”. The light blue boxes are consequences of the premise and an experienced project engineer could assign financial benefits to each of these boxes based on existing project knowledge. The dark blue box shows the business impacts which would have detailed cost savings assigned and be prioritized accordingly. The high-level www.rogtecmagazine.com

DRILLING /FFSHORE AND %0# #ONTRACTORS

/FFSHORE SERVICES

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

www.rogtecmagazine.com

6AN /ORD /FFSHORE BV

0/ "OX

!, 'ORINCHEM

% AREA OFF VANOORD COM

4HE .ETHERLANDS

) WWW VANOORD COM

ROGTEC 43

БУРЕНИЕ уменьшить риск и помочь в принятии решений и, следовательно, быть неотъемлемой частью стратегии буровых работ. Это может быть представлено в форме семинара, проводимого профессионалом в области данных в реальном времени и посещаемого инженерами-буровиками, руководителями и менеджерами проектной группы. Проектная группа должна определить, какие требуются данные, кем и в какой форме. Подробные обсуждения последствий потери установленного обмена данными приведет к определению ценности для бизнеса, но это только первый шаг. Если обмен данными используется с перспективой для бизнеса, это открывает огромные возможности. Используем WITSML в качестве примера и посмотрим на причинно-следственную схему, показанную на Рис. 1, указывающем на то, что «WITSML становится открытым промышленным стандартом для информации в реальном времени о ходе буровых работ и производительности скважины». Голубые окошки являются последствиями данной предпосылки, и опытный проектный инженер может определить финансовые преимущества для каждого из этих окошек, основываясь на знании существующего проекта. Синее окошко показывает последствия для бизнеса, определяя подробности снижения затрат и располагая их в порядке значимости. Схема высокого уровня, показанная на Рис. 1, изображает процесс, но для настоящего проекта структура будет намного более детальной. Принимая во внимание фактическую информацию по ценности для бизнеса, имеющуюся в AFE, довод в пользу WITSML становится более веским. А если добавить к этому последующую ценность использования новых программных средств для анализа данных, полученных в реальном времени, а также возможное в будущем требование обеспечения автоматизации процесса или подпроцесса, то WITMSL уже становится неотъемлемой частью стратегии буровых работ. В случае нового проекта скважины существуют две отличительные стадии – планирование работ по скважине и подготовка скважины к эксплуатации. На обоих стадиях требуется поддержка обслуживания бригады, работающей на скважине, осуществляемая глубинными и буровыми дисциплинами обслуживания, как показано на Рис. 2. Ряд инструментальных программных средств будет использован инженерами-специалистами и бригадой на скважине для поддержки планирования работ и подготовки скважины к эксплуатации. Данная структура принесет гораздо большую ценность для бизнеса при заблаговременном планировании. Индивидуальные процессы четко представляются

44 ROGTEC

map shown in Figure 1 illustrates the process, but for a real project, it would be structured in much finer detail. Armed with factual information on business value in the AFE, the case for WITSML becomes much more compelling. Add to this the consequential value of deploying new software tools to analyze the real-time data and a likely future requirement to provide process or subprocess automation and suddenly WITMSL becomes an integral part of the drilling strategy. In the case of a new well project, there are two distinct phases – well planning and well delivery. Both require service support to the well team from the sub-surface and drilling disciplines as shown in Figure 2. A number of software tools will be used by the discipline engineers and well team to support well planning and well delivery and this architecture will deliver far greater business value when planned in advance. The individual processes are understood clearly in most oil and gas companies but the degree to which they are implemented in a coherent manner with efficient data sharing varies widely from project to project. The main reason is that the “do it as we have done it before” approach emerges and there is a lack of planning of the complete data flow. Data communications are sometimes perceived as a necessary evil, rather than as an opportunity for enhanced value delivery by the project managers and well team leaders. The situation is complicated further if the software tools are sourced from multiple vendors, which is often the case. Although WITSML provides only a partial solution to this problem at the moment, the standard is moving in a direction that will improve considerably the efficiency of data exchange in the future, as development is accelerated by end user demand. In conclusion, the subject of data communications should be a critical discipline in well delivery systems and the use of WITSML is likely to have a profound effect on the value of a project. Documented cases exist where WITSML has delivered significant business value but all too often standardization is not part of the project strategy. It may be that the project decision makers lack the technical knowledge of WITSML and the important role that it can fulfil. Under these circumstances the result, at best, is that the project delivers some business value in spite of data communication inefficiencies. A significant question to ask is what value could have been derived if WITSML had been part of the overall strategy? And more importantly what will the overall value be to the oil and gas industry once adoption and deployment of WITSML is universal? For more information please visit the Energistics stand at the SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow (26 – 28 October 2010) at Stand C-60 www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 45

БУРЕНИЕ Поддержка бурения и освоения скважины в реальном времени Схема планирования работ и подготовки скважины к эксплуатации

Связь со службами поддержки Связи с бригадой на скважине

Установка обмена данными РВ между буровой и берегом

Создание трехмерной глубинной модели

Проверка отображения данных и связи

Бригада на скважине

Мониторинг/ исправление любых неисправностей

Проверка абонента и создание новых отображений

Установка/ проверка обмена данными в РВ для ПО при подгот. скважин к эксплуатац.

Содействие в работе траекторного ПО для планирования работ по скважине

Включ. рисков в ПО для траектор. ствола скважины

Создание/ изменение отображений

Запуск обмена данными в РВ

Содействие в работе траекторного ПО для планирования работ по скважине Мониторинг / исправление неисправностей при обмене данными

Корректировка рисков по мере их обнаружения

Содействие развитию плана скважин (траектория,крепление, мощность/сопротивл.)

Содействие определению рисков бурения

Сравнение модели с действит. данными в РВ

Содействие развитию моделей для сравнения с данными РВ

Мониторинг данных РВ

Инжиниринг

3D визуализация

Использование Отдела инф-и для конфиг-и буровой с целью исп-я данных в РВ

Подготовка скважины к эксплуатации

Обнаружение и сообщение о новых рисках

Изменение моделей / планов по необходимости

Сообщение об отклонениях от плана/моделей

Мониторинг и контроль качества всех данных в РВ (24x7)

Недра

Бурение

Обслуживание в реальном времени

Данные

Планирование работ по скважине

Предоставление отчетов и протоколов

Недра

Бурение

Рис. 2. Требования к обмену данными при планировании работ и подготовке скважин к эксплуатации большинством нефтегазовых компаний, но то, в какой степени они взаимосвязаны с эффективным совместным использованием данных, значительно отличается в зависимости от проекта. Основной причиной этого является использование подхода «делай это так, как мы делали ранее» и, кроме того, отсутствует планирование полного информационного потока. Обмен информацией иногда рассматривается как неизбежное зло вместо того, чтобы относиться к этому, как к возможности увеличения отдачи в работе руководителей проектов и руководителей бригад на скважинах. Ситуация еще более осложняется при использовании программных средств различных производителей, что случается очень часто. Несмотря на то, что на сегодняшний день WITSML предлагает только частичное решение проблемы, стандарт движется в направлении значительного увеличения эффективности обмена данными в будущем, т.к. развитие ускоряется за счет спроса конечного пользователя. В заключение необходимо отметить, что тема

46 ROGTEC

or visit http://www.energistics.org/ and http://www.digitaloilfieldsolutions.com/. References [1] Pickering, J., Grøvik, L., Franssens, D., Deeks, N., Doniger, A., Schey, J.: “WITSML Comes of Age for the Global Drilling & Completions Industry”, SPE 124347, Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, 4-7 October 2009.

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Bысокотехнологичные разработки для развития Вашего бизнеса Мы предлагаем широкий выбор инновационных продуктов и решений в нефтедобыче, для процессов, где вода играет решающую роль. Используя наш опыт и знания о роли воды, мы помогаем нашим заказчикам повысить эффективность и производительность. Широкая линейка реагентов Kemira – это передовые технологии на всех этапах нефтедобычи: бурение и очистка бурового шлама, цементирование и интенсификация притока, добыча и подготовка нефти, повышение нефтеотдачи пластов и нефтепереработка. Water is the connection.

Yakubovicha street, 24, liter A 190000 St. Petersburg Russia Tel. +78124498485 Fax +78124498400 www.kemira.com/regions/russia

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 47

БУРЕНИЕ D & C Real-Time Well Support Well Planning & Delivery Services Map

Support Services Link Links with Well Team

Well Planning

Create Sub-Surface 3D Model Include risks in well trajectory software

Startup RT Data Feeds

Well Team

Create / modify Displays Monitor / troubleshoot any issues

Validate Viewer and create any new displays

Setup / validate RT data feeds to well delivery software

Facilitate trajectory software for well planning sessions

Facilitate trajectory Software for well planning sessions

Monitor / troubleshoot data communications

Update risks as they are identified

Monitor Model vs Actual using RT Data

Facilitate identification of drilling risks

Facilitate development of the well plan (Trajectory, Casing and Torque/Drag)

Facilitate development of the models to compare with RT Data

Identify & communicate any new risks

RT Data Monitoring

Engineering

3D Visualization

Engage IT dept to configure Rig for RT Data

Validate Data Mapping and Connectivity

Monitor model / plans as required

Communicate deviations from plan / models

Monitor & QC all real-time data (24 x 7)

Sub-Surface

Drilling

Real-Time Services

RT Data

Setup Rea-Time DataFeeds from Rig to Shore

Well Delivery

Provide Reports & Logs

Sub-Surface

Drilling

Figure. 2. Data Communications Requirements in Well Planning and Delivery обмена данными должна являться критическим аспектом систем подготовки скважин к эксплуатации, а использование WITSML скорее всего окажет сильное влияние на ценность проекта. Имеются зафиксированные документально случаи, когда WITSML значительно увеличивал прибыльность проекта, но зачастую стандартизация не является частью стратегии проекта. Может случиться так, что те, кто несет ответственность за принятие решений по проекту, не обладают техническими знаниями в области WITSML и не представляют, насколько важную роль он может сыграть. При таких обстоятельствах результатом, в лучшем случае, будет достижение некоторой прибыли, несмотря на неэффективность обмена данными. Ключевым вопросом в данном случае является то, какой могла бы быть отдача по проекту, если бы WITSML являлся частью общей стратегии. И что еще более важно, насколько увеличится общая отдача от нефтегазовой промышленности при универсальном внедрении и использовании WITSML. Для получения более подробной информации

48 ROGTEC

посетите инженерный стенд на технической конференции и выставке SPE по нефти и газу в России, Москва (26 – 28 октября 2010 года), стенд C60 или зайдите на сайт http://www.energistics.org/ и http://www.digitaloilfieldsolutions.com/. Список используемой литературы [1] Пикеринг, Д., Грёвик, Л., Франссенс, Д., Дикс, Н., Донигер, А., Шей, Д.: “WITSML достигает совершеннолетия в глобальной индустрии бурения и освоения”, SPE 124347, Ежегодная техническая конференция и выставка, Новый Орлеан, Луизиана, США, 4-7 октября 2009 года.

www.rogtecmagazine.com

»Å»ÈÌÃÃ

¨»¾Ë»¿Ö

¬»ÇÇÃÍ ¦

ÃÌÅÎÌÌÃÃ ÌÊÀÑÃ»ÆÃÌÍÉ½

DRILLING

¥ÉÈÏÀËÀÈÑÃÚ

ÖÌÍ»½Å»

° ° ³ÀÄÐ» °»ÆÃÏÖ ¼ÀÈ ¢»ÄÀ¿» Æ× ¨»ÃÚÈ»

¦ÊÉÐÁÌÁÉÒÄÛ "%*1&$ «ÊÍÎ¼¾ÆÄ ÙÉÁÌ¿ÊÉÊÍÄÎÁÇÁÅ ¾ ¾ÁÆ ÍÉÄÂÁÉÄÛ Ã¼Ë¼ÍÊ¾ Ï¿ÇÁÌÊÀÊ¾ ¾×ÃÊ¾× Ä ¾ÊÃÈÊÂÉÊÍÎÄ ÀÊÆÇ¼ÀÓÄÆ¼ ÄÃ ÍÎÌ¼É ËÌÄÈÏÎ ÏÓ¼ÍÎÄÁ ¾ ÎÁÑÉÄÓÁÍÆÄÑ ÍÁÈÄÉ¼Ì¼Ñ «ÊÇÉ×Å ÍËÄÍÊÆ ¾×ÍÎÏË¼ÚÕÄÑ ÀÊÍÎÏËÁÉ É¼ ¾Á½ Í¼ÅÎÁ ®ÁÈ× Ã¼ÍÁÀ¼ÉÄÅ sÖ¿ÐÑÌÇÉÇ ÎÍÊÒÖ¿Ñ ÁÍÆËÍÅÌÍÐÑÛ ÍÀÐÒÃÇÑÛ ÇÌÑÄÏÄÐÒÝØÇÄ ÁÍÎÏÍÐÚ Ì¿Ê¿ÃÇÑÛ ÃÄÊÍÁÚÄ ÐÁ¾ÆÇ Ç ÇÆÒÖÇÑÛ ÍÎÚÑ ÍÑÏ¿ÐÊÄÁÚÔ ÜÉÐÎÄÏÑÍÁ t ®ÁÑÉÊÇÊ¿ÄÄ Ä ÄÉÉÊ¾¼ÒÄÄ ¾ ÍÁÆÎÊÌÁ ÙÉÁÌ¿ÁÎÄÆÄ t ¯ÍÎÊÅÓÄ¾ÊÁ Ì¼Ã¾ÄÎÄÁ Æ¼ÀÌÊ¾×Ñ ÌÁÍÏÌÍÊ¾ t ×ÃÊ¾× ÉÊ¾×Ñ ÌÏ½ÁÂÁÅ ¿¼Ã ¾ ËÇÊÎÉ×Ñ ËÊÌÊÀ¼Ñ ¾×ÍÊÆÊÍÁÌÉÄÍÎ×Å ËÊËÏÎÉ×Å ¿¼Ã Í×Ì¼Û ÉÁÐÎØ ÉÁÎÌ¼ÀÄÒÄÊÉÉ×Á ÄÍÎÊÓÉÄÆÄ ÙÉÁÌ¿ÄÄ

t ¯ËÌ¼¾ÇÁÉÄÁ Ï¿ÇÁÌÊÀ¼ÈÄ ¾ ÙÉÁÌ¿ÁÎÄÆÁ ¾ ÎÊÈ ÓÄÍÇÁ Ã¼ÕÄÎ¼ ÊÆÌÏÂ¼ÚÕÁÅ ÍÌÁÀ×

t ¬Á¼ÇÄÃ¼ÒÄÛ ÆÌÏËÉÊÈ¼ÍÔÎ¼½É×Ñ ËÌÊÁÆÎÊ¾ ¾ ÍÇÊÂÉÊÅ ÄÃÈÁÉÛÚÕÁÅÍÛ ÍÌÁÀÁ

«ª§¯³¤®¡ « ¦¡® ¦¤ ª¦ É¼ Í¼ÅÎÁ

nÏÂ¿ÌÇÆ¿ÑÍÏ

qÎÍÌÐÍÏ ÉÍÌÓÄÏÄÌÕÇÇ

oÏÇ ÎÍÃÃÄÏÅÉÄ

nÓÇÕÇ¿ÊÛÌ¿¾ ¿ÁÇ¿ÉÍËÎ¿ÌÇ¾

www.rogtecmagazine.com

lÄÃÇ¿ ÇÆÃ¿ÌÇÄ

qÑÏ¿ÑÄÂÇÖÄÐÉÇÈ Î¿ÏÑÌÄÏ

nÓÇÕÇ¿ÊÛÌÍÄ ËÄÅÃÒÌ¿ÏÍÃÌÍÄ ÍÑÏ¿ÐÊÄÁÍÄ ÇÆÃ¿ÌÇÄ

oÊ¿ÑÇÌÍÁÚÄ ÐÎÍÌÐÍÏÚ

nÓÇÕÇ¿ÊÛÌÍÄ ÒÎÍÊÌÍËÍÖÄÌÌÍÄ ÇÆÃ¿ÌÇÄ

aÏÇÊÊÇ¿ÌÑÍÁÚÈ ÐÎÍÌÐÍÏ

nÓÇÕÇ¿ÊÛÌÍÄ ÄÅÄÃÌÄÁÌÍÄ ÏÄÂÇÍÌ¿ÊÛÌÍÄ ÇÆÃ¿ÌÇÄ

nÓÇÕÇ¿ÊÛÌÚÈ ÍÌÊ¿ÈÌ Î¿ÏÑÌÄÏ

gÍÊÍÑÚÄ ÐÎÍÌÐÍÏÚ

nÓÇÕÇ¿ÊÛÌÍÄ ÏÄÂÇÍÌ¿ÊÛÌÍÄ ÍÑÏ¿ÐÊÄÁÍÄ ÇÆÃ¿ÌÇÄ

ª½ÕÁÊÎÌ¼ÍÇÁ¾ÊÁ ÈÁÌÊËÌÄÛÎÄÁ ËÊ ÉÁÐÎÄ Ä ¿¼ÃÏ

nÏÂ¿ÌÇÆ¿ÑÍÏ ÎÏÍÂÏ¿ËËÚ ÉÍÌÓÄÏÄÌÕÇÇ

nÓÇÕÇ¿ÊÛÌÚÈ ÓÇÌ¿ÌÐÍÁÚÈ Î¿ÏÑÌÄÏ

lÄÃÇ¿ Î¿ÏÑÌÄÏ

ROGTEC 49

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Удаленный мониторинг механизированного фонда скважин в ОАО «НК «Роснефть» Remote Well Monitoring at Rosneft А.С. Малышев, А.А. Пашали (ОАО «НК «Роснефть»), С.Е. Здольник (ООО «РН-Юганскнефтегаз»), М.Г. Волков (ООО «РН-УфаНИПИнефть»)

Введение Перед нефтяными компаниями во всем мире стоят общие проблемы, такие как падающая добыча, рост издержек, усложнение географических условий добычи нефти, ухудшение качества запасов углеводородов, нехватка опытного персонала и высокая степень неопределенности данных, используемых для принятия решений. Одним из путей решения этих проблем является внедрение новых техники и технологий, в том числе автоматизация и информатизация производственных процессов. В НК «Роснефть» данному направлению развития уделяется большое внимание. В статье рассматривается «удаленный мониторинг»

50 ROGTEC

А.S. Malyshev, A.A. Pashali, (NK Rosneft OJSC), С.Е. Zdolnik (RN-Yuganskneftegas LLP), М.G. Volkov (RN-UfaNIPIneft LLP)

Introduction Many oil companies around the whole world have the same problems in common - declining oil production, cost escalation, complications of the geographical conditions for oil production, deterioration of hydrocarbon reserves and quality, shortage of experienced personnel and a high level of ambiguity in the data used for decision making. One of the ways for solving these issues is the introduction of new engineering techniques and technologies, including computerisation and electronic communication development of the production process. At Rosneft, we place high emphasis on this line of development. This article deals with the remote monitoring of production wells - an approach developed within the framework of a Remote Monitoring www.rogtecmagazine.com

SMART FIELDS добывающих скважин – подход, разрабатываемый в рамках проекта «Создание Центра удаленного мониторинга на платформе Rosneft-WellView Системы Новых Технологий (СНТ) НК «Роснефть». Описано видение систем «удаленного мониторинга» в структуре добывающей компании. Предложен способ классификации подобных систем. Обсуждаются текущие достижения и перспективы дальнейшего развития систем удаленного мониторинга в НК «Роснефть». Подходы к организации систем мониторинга в мире Анализ мирового опыта создания систем удаленного мониторинга (табл. 1) показывает, что можно выделить пять уровней «идеальной» системы мониторинга, начиная с уровня сбора и передачи информации о работе оборудования и заканчивая уровнем оптимизации разработки месторождений. «Идеальная» система мониторинга из пяти уровней представлена в виде пирамиды на рис. 1. Рассмотрим уровни системы мониторинга скважин, оснащенных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) более подробно.

Centre on the Rosneft-WellView Platform project and New Technologies Systems (NTS) of Rosneft. The perspective of the remote monitoring system in the structure of oil producing companies is described in this article, with a method for the classification of these systems proposed. Current achievements and future development perspectives for remote monitoring systems in Rosneft are also discussed. Comparison of Monitoring Systems Worldwide The review of world-wide experience in the development of remote monitoring systems (Table 1) shows that it is possible to distinguish five levels of “ideal” monitoring systems, beginning from the acquisition and transfer of data on the operation of equipment and finishing field development optimisation. The ideal monitoring system, consisting of five levels, is presented in the form of a pyramid in Fig 1. We shall examine monitoring systems for wells equipped with Electric Submersible Pump (ESP) in detail. Level 1 provides for the acquisition of on-line data from the operation station of ESP’s and other sources and

Таблица 1 - Table 1 Компания Company

Системы мониторинга (текущая ситуация) Monitoring Systems (Current Situation)

Exxon Mobil

О существовании работающих систем мониторинга в компании не известно. Cледят за достижениями других компаний в этой области. Главная проблема – невозможность обосновать пользу от применения. Nothing is known about the existence of the working monitoring systems within the company. They keep track of the achievements of other companies in this area. Main problem – failure to justify the benefits from its use.

Statoil

На оффшорных проектах все платформы имеют систему передачи данных в центры на материке. Существуют два Центра удаленного мониторинга (ЦУМ) с привлечением мультидисциплинарной команды. All platforms of offshore projects have a system for the transfer of data to the centres on the continent. There are two Centres of Remote Monitoring (CRM) staffed with a multidisciplinary team.

Запущен проект Field of the Future с 2006 по 2009 г. в Норвегии. В настоящее время проведены подготовительные фундаментальные исследования. Работающих центров мониторинга нет. Field of the Future Project was launched from 2006 to 2009 in Norway. To-date, preparatory fundamental research works have been carried out. There are no working monitoring centres at present.

Shell

Технология Smart Field развивается очень быстро, включает систему измерений, мониторинга и контроля показателей работы скважины. Рост добычи составил 10 %, коэффициент извлечения нефти (КИН) увеличился на 8 %. К 2011 г. планируется контролировать 50 % добычи, к 2016 г. – 100 % Smart Field technology develops very fast and includes a system for measuring, monitoring and control of the well performance data. Oil production increase comprises 10%, oil recovery factor increased by 8%. It is planned to monitor 50% of production by 2011 and 100% by 2016.

Conoco Phillips

Более 1500 скважин подключено к системе мониторинга. Существует центр оперативной поддержки. Центр окупился более чем 15 раз Over 1500 wells are connected to the monitoring system. There is a Centre of First Line Support. The Centre has paid for itself 15 times over

Chevron

Развивает проект i-field, уже существует на девяти месторождениях, налажена система сбора данных, мониторинга и управления в режиме реального времени. Имеет девять партнеров, таких как Майкрософт, Шлюмберже и др. Разработана методика предупреждения аварий по ранним признакам неполадок. In the process of the development of I-Field project; already being used on 9 oil fields, the data collection system and monitoring and control in the real time mode have been adjusted. 9 partners are involved, including Microsoft, Schlumburger and others. Developed accident prevention procedure based on early malfunctions

«Роснефть» Rosneft

Реализован пилотный проект Rosneft-Wellview – 52 скважины в системе, испытания показали прирост добычи 3-5 % и сокращение времени простоя при авариях. Implemented a pilot project Rosneft-Wellview – 52 wells in the system; test showed production increase by 3-5% and reduction of downtime due to breakdowns.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 51

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

5. Оптимизация разработки 5. Development Optimisation

Ценность - Value

Уровень 1 обеспечивает сбор поточных данных со станций управления УЭЦН и из других источников и передачу их по каналу связи на контрольный пункт. Системы телеметрии, реализующие функциональность уровня, в течение ряда лет используются в компании и доказали свою эффективность для оперативного управления месторождением. Однако часто для принятия решений используется только 20 % данных.

4. Оптимизация добычи 4. Production Optimisation

3. Контроль и диагностика 3. Control & Diagnostics

2. Подготовка данных, отчетность, управление Уровень 2 обеспечивает 2. Preparation of Data консолидацию данных из различных источников (баз данных (БД) программных 1. Сбор и передача информации комплексов (ПК), используемых в 1. Collection & Transfer of Data дочерних обществах), подготовку отчетов на основе данных, их Рис. 1. «Идеальная» система мониторинга визуальное представление, Pic 1. “Ideal” Monitoring System например, формирование профилей добычи. Системы the transfer of these data via a communication channel формирования отчетности to a reference station. Telemetry systems executing level также получили широкое распространение. Часто functionality have been used by the company for a number для решения «узкой» задачи создается своя of years and proved their efficiency for the operational система формирования отчетов, что приводит к management of the deposit fields. Often however, only большому числу подобных систем, проблемам с их 20% of data is used for decision making. тиражированием и стандартизацией.

Уровень 3 обеспечивает обработку данных, направленную на выявление внештатных ситуаций и отклонений от нормальной работы оборудования и скважины. Средства этого уровня позволяют выявить и локализовать проблемные скважины и сконсолидировать необходимые данные для их анализа. Такие системы менее распространены. Обычно подобный анализ проводится вручную с использованием программы Excel. Это вызвано тем, что для выявления проблем требуется эксперт, осуществляющий сбор данных из различных источников и принимающий решение о наличии проблемы, ее важности и необходимости реагирования на нее. Лучшие системы мониторинга содержат элементы, помогающие экспертам выделять проблемные скважины. Уровень 4 обеспечивает анализ работы не только оборудования, но и скважины вместе с пластом, направленный на оптимизацию работы скважины, например, на достижение потенциала добычи нефти. Его проведение требует привлечения широкого набора данных не только о работе оборудования, но и об исследованиях скважины. Этот уровень реализуется с привлечением экспертов и

52 ROGTEC

Level 2 provides for data consolidation from various sources (Database (DB), software systems (SS) used in the affiliated companies), preparation of reports based on the data and their visual presentation, for example oil production profile development. Reporting development systems have been also acquired with wide recognition. Often, for the solution of specific tasks, a new system for reporting development is created resulting in a large number of such systems and, consequently, the problems with their replication and standardisation. Level 3 provides for data processing designed for detecting extraordinary situations and abnormalities in the work of the equipment and the well. Means of this level allow for detection and localisation of problem wells and for the consolidation of the data required for their analysis. These systems are less known. Usually, such analysis is carried out manually using Excel. This is due to the fact that an expert is required to identify a problem, to collect data from various sources and to confirm the existence of a problem, its importance and the need for response. The best monitoring systems contain elements on which experts are able to identify problem wells. Level 4 provides not only for the equipment operation analysis, but also for the well including the mine, to be www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Располагаясь в Хьюстоне, Техас, Триумф Интернэшнл специализируется в поиске и поставке оригинальных запчастей и оборудования для установок для бурения, капитального и текущего ремонта скважин. Специализируясь на установках Cardwell, Cooper, Ideco и National Oilwell, Триумф Интернэшнл может также обеспечить любые ваши потребности в запчастях и оборудовании других производителей и брендов.

ПОСТАВКИ OEM-КОМПОНЕНТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ КОМПАНИЯМ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО СЕКТОРА Триумф Интернэшнл всецело сконцентрирован на обеспечении всестороннего сервиса и поддержки каждого из своих Клиентов. С сервисными центрами и персоналом, расположенными в Permian Basin и Barnett Shale (Техас), в Мексиканском Заливе, Центральной и Южной Америке, ОАЭ, России и СНГ, мы можем обеспечивать бесперебойную работу ваших буровых установок на пике их производительности, поставляя надежные качественные запчасти и оборудование, а также оказывать вам содействие в проектировании, строительстве новых установок для бурения, капитального и текущего ремонта скважин. • Полный комплект запчастей для буровых установок • Оборудование по контролю за устьем скважины (Противовыбросовое оборудование) • Буровые лебедки и запчасти к ним • Спуско-подъемный инструмент • Контрольно-измерительные приборы • Гидравлические клапаны • Пневматические клапаны

Офис в Хьюстоне Тел.: +1 832 698 1468 Факс: +1 832 698 2575 sales@triumphrigparts.com

• Буровые насосы и расходные материалы к ним • Оборудование контроля содержания твердой фазы в буровом растворе • Роторное оборудование • Талевое оборудование • Подшипники и шкивы

Офис в Москве Тел.: +7 903 240 0930 Факс: +7 495 972 4094 rigparts@mail.ru

www.triumphrigparts.com

Triumph International не является филиалом какой-либо компании-производителя деталей и оборудования (OEM), перечисленных здесь. Названия производителей или торговых марок

www.rogtecmagazine.com ROGTEC 53 использованы лишь для идентификационных целей, и не приводятся с целью ошибочного восприятия источника, качества деталей или спонсирования. Названия производителей OEM, приведенные в этом каталоге, не предназначены для спонсирования, продвижения, рекомендации или поддержки Triumph International

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ мультидисциплинарных групп (Center of Excellence и др.) и незначительно автоматизирован (используются специальные программы для анализа работы скважины и оборудования, не связанные с системами нижнего уровня). Уровень 5 обеспечивает комплексный анализ факторов, влияющих на работу месторождения. Оптимизация месторождений в режиме реального времени, даже с использованием систем мониторинга, – сложная инженерная задача. Средства для работы на данном уровне еще только разрабатываются в различных компаниях. В большинстве случаев такой анализ выполняется при составлении проектных документов и его проведение требует значительных затрат времени и ресурсов. Лучшие мировые системы (LOWIS [1], ESPWatcher [2]) в автоматизированном режиме обеспечивают решение задач первого, второго и частично третьего уровней. Для решения задач более высокого уровня привлекаются проектные группы. В ОАО «НК «Роснефть» для сбора и анализа данных существует несколько программных комплексов, и часто области их применения пересекаются. Например, анализ данных о добыче нефти осуществляется в ПК «РН-Добыча», который позволяет накапливать данные о работе скважин, необходимые для формирования месячных отчетов по добыче нефти. Система активно используется для планирования проведения мероприятий в скважинах. В роли диспетчерской системы выступает ПК «ЦДС», имеющий большое число модулей для решения разных задач по контролю добычи нефти. Потоковые данные о работе оборудования (токи, давление с датчиков телеметрии) хранятся в виде файловых архивов. ПК «ЭПОС» является системой учета скважинного оборудования и хранения результатов разборов оборудования, вышедшего из строя при эксплуатации. Для проведения качественного анализа работы скважины, оборудованной УЭЦН, требуются данные из всех перечисленных источников. Это делает задачу автоматизации мониторинга ЭЦН неизмеримо сложной и требует значительных трудозатрат экспертов для сбора и анализа скважинных данных, а также перехода к диагностике проблем и оптимизации добычи нефти. В результате дело до решения проблемы оптимизации разработки на основе данных о работе оборудования зачастую не доходит. В связи с отмеченным в ОАО «НК «Роснефть» в рамках проекта СНТ была поставлена задача организации системного подхода к созданию идеальной системы мониторинга работы скважин.

54 ROGTEC

used for the optimisation of the well operation; for example, reaching full production potential. This level requires a wide set of data not only on the operation of the equipment, but also on the well surveys. This level is executed by experts and multidisciplinary groups (Center of Excellence, and others) and is not significantly computerized (special software, not connected with lower level systems are used for the analysis of well and equipment operations). Level 5 provides for due diligence of all factors influencing the operation of the oil field. Optimisation of an oil field in real time, even with the application of monitoring systems, is a complicated engineering task. A solution for this type of work is only at the development stage in most companies. In the majority of cases, the due diligence is carried out at the design stage, requiring a significant amount of time and recourses. The most efficient systems, such as LOWIS [1], ESPWatcher [2] in the computer-based mode provide for the solution of tasks of first, second and, partially, of third levels. For the solution of higher level task design groups are required. Rosneft have several software systems for data collection and data analysis with their areas of application, often overlapping. For example, the analysis of data on oil production is carried out at the production enterprise RN-Dobycha, which allows data to be accumulated on the operation of a well required for the preparation of monthly reports on oil production. The system is used for planning maintenance on the wells. Production enterprise CDS, which has a large number of modules for the solution of various tasks on oil production monitoring, has a role within the monitoring system. On-line data on equipment operation (currents, pressure from the telemetering sensors) are stored in archived files. Production enterprise EPOS has the role of a record keeping system for the well equipment and to store the results of the analysis of the equipment which failed during operation. To carry out due diligence analysis of the operation of a well equipped with Electric Submersible Pumps (ESP) the data from all the above mentioned sources is required. This makes monitoring the ESP very complicated and requires considerable expertise. As a result, on frequent occasions, it never comes to the solution of the issue of the optimisation of the development on the basis of the data on the work of the equipment. In connection with the above, within the framework of the New Technologies System (NTS) project, Rosneft assigned a task to create a comprehensive approach for the development of the ideal monitoring system for well operations. To date, a system has been created which covers the first three levels. During the course of project www.rogtecmagazine.com

SMART FIELDS Đ&#x2019; Đ˝Đ°Ń Ń&#x201A;ĐžŃ?Ń&#x2030;ĐľĐľ Đ˛Ń&#x20AC;ĐľĐźŃ? Ń ĐžĐˇĐ´Đ°Đ˝Đ° Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐ°, ĐžŃ&#x2026;Đ˛Đ°Ń&#x201A;Ń&#x2039;Đ˛Đ°Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ°Ń? ĐżĐľŃ&#x20AC;Đ˛Ń&#x2039;Đľ Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ¸ Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ˝Ń?. Đ&#x2019; Ń&#x2026;ĐžĐ´Đľ Ń&#x20AC;ĐľĐ°ĐťĐ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐľĐşŃ&#x201A;Đ° ĐżĐžĐ´Ń&#x201A;Đ˛ĐľŃ&#x20AC;ĐśĐ´ĐľĐ˝Đž, Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž Đ´Đ°ĐśĐľ Ń&#x201A;Đ°ĐşĐ°Ń? Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐ° Ń?Ń&#x201E;Ń&#x201E;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝Đ°. Đ&#x161;ĐžĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐťŃ&#x152; Ń&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Ń&#x2039; Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Đ˛ Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐľ Rosneft-WellView Đ&#x2019; 2007 Đł. Đ˛ Ń&#x20AC;Đ°ĐźĐşĐ°Ń&#x2026; Đ˛Ń&#x2039;ĐżĐžĐťĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐľĐşŃ&#x201A;Đ° ÂŤĐĄĐžĐˇĐ´Đ°Đ˝Đ¸Đľ Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźŃ&#x2039; Ń&#x192;Đ´Đ°ĐťĐľĐ˝Đ˝ĐžĐłĐž ĐźĐžĐ˝Đ¸Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ¸Đ˝ĐłĐ° Rosneft-WellView ĐąŃ&#x2039;Đť Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Đ°Đ˝ Đ&#x;Đ&#x161; Rosneft-WellView (Ń&#x20AC;Đ¸Ń . 2). Đ&#x201D;Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Đš ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ ĐžĐąĐľŃ ĐżĐľŃ&#x2021;Đ¸Đ˛Đ°ĐľŃ&#x201A; Ń ĐąĐžŃ&#x20AC; Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Đ¸Đˇ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;Đ˝Đ¸ĐşĐžĐ˛, Đ˛ Ń&#x201A;ĐžĐź Ń&#x2021;Đ¸Ń ĐťĐľ Ń ĐąĐžŃ&#x20AC; ĐżĐžŃ&#x201A;ĐžĐşĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń Đž Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˝Ń&#x2020;Đ¸Đš Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐĐŚĐ? ĐşĐ°Đş Đ˛ Đ°Đ˛Ń&#x201A;ĐžĐźĐ°Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐź (ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ Đ˝Đ°ĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ¸Đ¸ Ń ĐžĐžŃ&#x201A;Đ˛ĐľŃ&#x201A;Ń Ń&#x201A;Đ˛Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;ĐľĐłĐž ĐžĐąĐžŃ&#x20AC;Ń&#x192;Đ´ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń?), Ń&#x201A;Đ°Đş Đ¸ Đ˛ ÂŤŃ&#x20AC;Ń&#x192;Ń&#x2021;Đ˝ĐžĐźÂť Ń&#x20AC;ĐľĐśĐ¸ĐźĐľ (Ń Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃ&#x152;ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸ĐľĐź Ń&#x201E;Đ°ĐšĐťĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ°Ń&#x20AC;Ń&#x2026;Đ¸Đ˛ĐžĐ˛) [3].

Â&#x153;Â&#x; 2. 7ELL6IEW $ATABASE $"

Â&#x153;Â&#x; $ATABASE $"

Â&#x153;Â&#x; . $ATABASE $"

ÂŻÂťĂ&#x201E;Ă&#x2020;Ă&#x2030;Â˝Ă&#x2030;Ă&#x20AC; Ă?Ă&#x2039;ÂťĂ&#x2C6;Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă&#x192;Ă&#x201D;Ă&#x20AC; &ILE $EPOT

ĐĄĐ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐ° Đ˛Ń&#x2039;ĐżĐžĐťĐ˝Ń?ĐľŃ&#x201A; Ń ĐťĐľĐ´Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đľ Â&#x153;Â&#x; /)3 $ATABASE Ń&#x201E;Ń&#x192;Đ˝ĐşŃ&#x2020;Đ¸Đ¸: $" /)3 Âť Ń ĐąĐžŃ&#x20AC; Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Ń Đž Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Đ¸ ĐľĐľ ĐżĐľŃ&#x20AC;Đ˛Đ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x192;Ń&#x17D; ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;ĐşŃ&#x192;, ÂŹĂ?ÂťĂ&#x2C6;Ă&#x2018;Ă&#x192;Ă&#x161; Ă&#x17D;Ă&#x160;Ă&#x2039;ÂťÂ˝Ă&#x2020;Ă&#x20AC;Ă&#x2C6;Ă&#x192;Ă&#x161; #ONTROL 3TATION Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐşŃ&#x201A;Ń&#x192;Ń&#x20AC;Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đľ Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐźĐľŃ&#x2030;ĐľĐ˝Đ¸Đľ Đ˛ ĐąĐ°ĐˇĐ°Ń&#x2026; Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026;; Âť Đ°ĐłŃ&#x20AC;ĐľĐłĐ°Ń&#x2020;Đ¸Ń&#x17D; Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸Đˇ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ&#x2018;Đ&#x201D;; Đ Đ¸Ń . 2. ĐĄŃ&#x2026;ĐľĐźĐ° ĐžŃ&#x20AC;ĐłĐ°Đ˝Đ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźŃ&#x2039; ĐźĐžĐ˝Đ¸Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ¸Đ˝ĐłĐ° ĐŁĐĐŚĐ? Âť Đ˛Ń&#x2039;Ń?Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Đľ Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Ń ĐžŃ&#x201A;ĐşĐťĐžĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń?ĐźĐ¸ Rosneft - WellView ĐžŃ&#x201A; Đ˝ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°ĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐłĐž Ń&#x20AC;ĐľĐśĐ¸ĐźĐ° Ń&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Ń&#x2039;; Pic 2. Rosneft - WellView ESP Monitoring System Diagram Âť ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ĐľĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đľ Ń?ĐşŃ ĐżŃ&#x20AC;ĐľŃ Ń -Đ°Đ˝Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ° Ń&#x20AC;ĐľĐśĐ¸ĐźĐ° Ń&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Ń&#x2039; Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Ń Ń&#x192;Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;ĐžĐź ĐžŃ ĐťĐžĐśĐ˝Ń?Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Ń&#x2026; Ń&#x201E;Đ°ĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ Đ¸ Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ¸Đ¸ implementation it was confirmed that the system Ń&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Ń&#x2039;; was effective. Âť Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đľ Đ°Đ˝Đ°ĐťĐ¸Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐš ĐžŃ&#x201A;Ń&#x2021;ĐľŃ&#x201A;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸. Well Operation Monitoring in Rosneft-WellView Đ&#x201D;Đ°ĐťĐľĐľ ĐąĐžĐťĐľĐľ ĐżĐžĐ´Ń&#x20AC;ĐžĐąĐ˝Đž Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń ĐźĐžŃ&#x201A;Ń&#x20AC;Đ¸Đź ĐžŃ ĐžĐąĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ In 2007, the Remote Monitoring System project, RosneftŃ&#x20AC;ĐľĐ°ĐťĐ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Đ¸Đ˝Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐźĐľĐ˝Ń&#x201A;ĐžĐ˛ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ˝ĐľĐš, WellView Software System (SS) was developed (Pic. 2). This Đ˛Ń&#x2026;ĐžĐ´Ń?Ń&#x2030;Đ¸Ń&#x2026; Đ˛ Đ&#x;Đ&#x161; Rosneft-WellView. System pallows for data acquisition from various sources, including on-line data from the ESP Control Station, both in Đ&#x17E;Ń ĐžĐąĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźŃ&#x2039; Ń ĐąĐžŃ&#x20AC;Đ° Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ automatic (provided relevant equipment is available) and in (Ń&#x201E;Ń&#x192;Đ˝ĐşŃ&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐżĐľŃ&#x20AC;Đ˛ĐžĐłĐž Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ˝Ń? Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźŃ&#x2039;) manual mode (with the application of the archived files) [3]. Đ&#x201D;ĐťŃ? ĐźĐžĐ˝Đ¸Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ¸Đ˝ĐłĐ° Đ¸ Đ°Đ˝Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ° Ń&#x201E;ĐžĐ˝Đ´Đ° ĐźĐľŃ&#x2026;Đ°Đ˝Đ¸ĐˇĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźĐž ĐžĐąĐľŃ ĐżĐľŃ&#x2021;Đ¸Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ˝Đ°ĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ¸Đľ Đ˝Ń&#x192;ĐśĐ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; The system performs the following functions: Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026;. Đ&#x201D;ĐťŃ? Ń?Ń&#x201A;ĐžĐłĐž ĐąŃ&#x2039;ĐťĐ° Ń&#x20AC;ĐľĐ°ĐťĐ¸ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ° Đ˛ĐžĐˇĐźĐžĐśĐ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Âť data collection from the wells from their initial processing, Đ˛Đ¸ĐˇŃ&#x192;Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Đ°Ń&#x20AC;Ń&#x2026;Đ¸Đ˛ĐžĐ˛ Đ´Đ¸Đ˝Đ°ĐźĐ¸ĐşĐ¸ Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń Ń&#x2021;Đ°Ń Ń&#x201A;ĐžŃ&#x201A;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; structuring and entering into the database; ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐ˛Đ°Ń&#x201A;ĐľĐťĐľĐš Đ¸ Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˝Ń&#x2020;Đ¸Đš Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐżĐžĐłŃ&#x20AC;Ń&#x192;ĐśĐ˝Ń&#x2039;ĐźĐ¸ Âť data aggregation from various DB; Đ˝Đ°Ń ĐžŃ Đ°ĐźĐ¸. Âť identification of wells with deviations from the normal operating conditions; Đ?Đ°ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ĐźĐľŃ&#x20AC;, Đ˛ Đ˝Đ°Ń Ń&#x201A;ĐžŃ?Ń&#x2030;ĐľĐľ Đ˛Ń&#x20AC;ĐľĐźŃ? Đ˛ Đ&#x17E;Đ&#x17E;Đ&#x17E; ÂŤĐ Đ?Âť approximate analysis of the well operation with ĐŽĐłĐ°Đ˝Ń ĐşĐ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;ĐľĐłĐ°ĐˇÂť ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ĐźĐľĐ˝Ń?ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Đ˝ĐľŃ ĐşĐžĐťŃ&#x152;ĐşĐž Đ´ĐľŃ Ń?Ń&#x201A;ĐşĐžĐ˛ allowances for the complicating factors and history Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐźĐžĐ´ĐľĐťĐľĐš Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˝Ń&#x2020;Đ¸Đš Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐŁĐĐŚĐ? of work; Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐžĐşĐžĐťĐľĐ˝Đ¸Đš Ń&#x2C6;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ¸ĐˇĐ˛ĐžĐ´Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťĐľĐš. Âť development of analytical reporting. Đ&#x201D;ĐťŃ? ĐžĐżĐľŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝ĐžĐłĐž Đ¸ Ń?Ń&#x201E;Ń&#x201E;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝ĐžĐłĐž Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃ&#x152;ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;Đ°ĐşŃ&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸ Đ´ĐťŃ? ĐşĐ°ĐśĐ´ĐžĐš ĐźĐžĐ´ĐľĐťĐ¸ Further, we shall examine the specifics for implementing Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˝Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźĐž Đ¸Đ˝Đ´Đ¸Đ˛Đ¸Đ´Ń&#x192;Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐľ tools of various levels, included in the Rosneft-WellView ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐłŃ&#x20AC;Đ°ĐźĐźĐ˝ĐžĐľ ĐžĐąĐľŃ ĐżĐľŃ&#x2021;ĐľĐ˝Đ¸Đľ, Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž ĐˇĐ˝Đ°Ń&#x2021;Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝Đž Software System, in detail. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 55

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ затрудняет получение и анализ важной информации с целью идентификации проблем со скважиной и оборудованием. В ПК Rosneft-WellView реализован и в настоящее время совершенствуется модуль визуализации архивов данных со станций управления 14 типов, которые собираются сервисными компаниями, обслуживающими парк погружного и наземного оборудования. Данные консолидируются на корпоративных серверах по утвержденному графику и визуализируются в ПК Rosneft-WellView без применения дополнительного программного обеспечения. Это позволяет анализировать работу установки и планировать качес твенные мероприятия в короткие сроки с минимальными потерями нефти. В настоящее время ПК RosneftWellView позволяет анализировать данные со станций управления и частотно-регулируемых приводов 17 и 41 % механизированного фонда скважин соответственно ООО «РН-Юганскнефтегаз”» и ООО «РН-Пурнефтегаз». Автоматизация производственных процессов при подготовке отчетов (функции второго уровня) Рабочей группой проекта совместно со специалистами ООО «РН-Юганскнефтегаз» был проведен экспертный анализ трудозатрат, необходимых для обеспечения бизнес-процессов добычи на уровне служб цехов добычи нефти. Результаты анализа представлены в табл. 2. Установлено, что в среднем на формирование отчетов и анализ существующих снижений добычи в ООО «РН-Юганскнефтегаз» тратится не менее 900 чел-ч/мес. Такие колоссальные трудозатраты ускорили реализацию автоматического отчета по выявлению снижений дебитов скважин на основе алгоритмов факторного анализа базовой добычи (ФАБД), разработанных в Корпоративном Научно-Техническом Центре НК «Роснефть». Высокая сходимость автоматического отчета и традиционного ручного подтверждена геологической и технологической службами ООО

Specifics of the Data Collection System (First Level Functions) To monitor and analyse the mechanised well stock it is necessary to provide the required data. For this purpose the visualisation of data dynamics archives from the frequencyregulated drives and the submersible pumps control station were made available. For example, currently RN-Yuganskneftegas uses a multitude of various ESP control station models of various generations from six different manufacturers. For the on-line and effective use of the information it is necessary to have the individual software for each model of the control station, which considerably complicates the acquisition and the analysis of the important information for the identification of well problems and the equipment. Ways of viewing the archived data from the control station, which are assembled by the service companies providing maintenance for the submersible and surface equipment, has been implemented in the Rosneft-WellView Software System and is now being refined. Data is consolidated on the corporate servers on the basis of the approved schedule and viewed in the Rosneft-WellView Software System without any additional software, which allows for unit analysis operation and planning of effective maintenance to minimize any loss of oil production. At present, Rosneft-WellView Software System allows data to be analysed from the control stations and frequency-regulated drives of 17% and 41% of the mechanised well stock of RN-Yuganskneftegas LLP and RN-Purneftegas LLP, respectively. Computer-Aided Manufacturing for Report Preparation (Second Level Functions) Engineers, in collaboration with the specialists at RNYuganskneftegas LLP, carried out expert analysis of the labour required for the provision of the oil production processes at service department level. The results of the analysis are shown in Table 2 below. It was established that an average of 900 man hours per month are used for report preparation and analysis of the existing decline in production at RN-Yuganskneftegas

Таблица 2 - Table 2 Трудозатраты службы, % - Labour Input % ФУНКЦИИ

Технологической - Technological Departments

Геологической - Geological Departments

В текущем режиме работы Current Mode

После оптимизации After Optimisation

Работа с фондом скважин Work with wells stock

Работа с электронной шахматкой и др. Work with electronic data

Анализ добычи и закачки Production & pumping analysis

FUNCTIONS

56 ROGTEC

В текущем режиме работы

После оптимизации After Optimisation

Current Mode

www.rogtecmagazine.com

SMART FIELDS «РН-Юганскнефтегаз» (табл. 3). На отчетном техническом совещании в одном из дочерних обществ компании по результатам проекта было принято решение о продолжении реализации работ в данном направлении для облегчения решения текущих задач, высвобождения дополнительного времени на повышение качества принятия решений по сложным вопросам и самосовершенствования геологов и технологов.

LLP. The colossal amounts of man-hours accelerated the process for the development of the computerised reporting system for the determination of well production rate decrease on the basis of the Standard Production Factor Analysis (SPFA) algorithms, developed by the corporate Scientific Research Technical Centre Rosneft. High repeatability of the computerised and the traditional manual reporting was confirmed by the geological and technological departments of RN-Yuganskneftegas LLP (Table 3).

Таблица 3 - Table 3 ПОКАЗАТЕЛИ PARAMETERS Число скважин No. of Wells Снижение добычи, т/сут Production Decline, tonns per day

Отчет при ручном вводе Report using manual entry

Автоматический отчет Rosneft-WellView Computerised Report Rosneft-WellView

Сходимость отчетов Reports Convergence

221

239

-18

-5747

-5555

+192

Аналитический блок системы мониторинга (функции третьего уровня) В процессе разработки аналитического программного обеспечения верхнего уровня особое внимание уделялось применению высокоэффективных алгоритмов визуализации информации. Для ее отображения по большому числу скважин использован алгоритм TreeMap [4] (рис. 3), позволяющий одновременно представлять большое число приоритезированных объектов на одном экране. По отзывам пользователей, данный алгоритм успешно реализован в программе и обеспечивает эффективное ее использование. Эффективные алгоритмы визуализации представляют собой инструмент третьего уровня, предназначенный для решения задач контроля (выявления скважин, работающих вне диапазона и требующих пристального внимания) и диагностики. Окно для мониторинга разбивается на объекты в зависимости от выбранного параметра (дебита нефти, жидкости, потерь нефти при ремонте, обводненности добываемой жидкости и др.). Размеры прямоугольников, соответствующих отдельным скважинам, пропорциональны дебиту жидкости. Цвет прямоугольника отражает достижение потенциала добычи нефти. Прямоугольники сгруппированы по месторождениям. На рис. 3 отображена информация более чем по 500 скважинам.

Норма - Norm

Внимание - Attention

Тревога - Alarm

Рис. 3. Основное окно системы мониторинга Rosneft - WellView Pic 3. Rosneft - WellView Monitoring System Main Window

Для визуализации подробной информации по отдельной скважине использован способ представления «роза проблем» – инструмент третьего уровня, отображающий состояние объекта по всем www.rogtecmagazine.com

At the following technical meeting of one of the affiliated companies a decision was taken, on the basis of the project results, to continue the works on this project in order to find the solution of the current tasks, release of the additional time to be used for the qualitative decision making on the complicated issues and self-improvement of the geologists and production engineers.

Monitoring System Analytical Unit (Third Level Functions) During the development process of the top level analytical software, specifial attention was paid to the application of the high-performance algorithms for data visualisation. TreeMap [4] (Pic. 3), which allows for the simultaneous presentation of a large number of the prioritised objects on one screen, is used to display data on a many different wells. According to the feedback from the users, this algorithm has been successfully

ROGTEC 57

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ параметрам. Одновременное отображение динамики технологических и электрических параметров позволяет проводить совместный анализ данных (второй уровень – отчеты по собранной информации). Для удобства использования все графики масштабируемы. Программа позволяет оценить положение текущей рабочей точки относительно паспортной расходнонапорной характеристики с учетом деградации по газу, износу и свойствам флюида, что реализовано в виде критерия мониторинга, а также анализировать динамику параметров по группе скважин, выбранной пользователем. В окне детального анализа скважины отображены «роза проблем» по скважине, показывающая степень влияния на нее различных осложнений, положение текущей рабочей точки на графике характеристики ЭЦН, динамика основных показателей работы ЭЦН (три группы графиков: динамика показателей работы скважины, технологические и электрические показатели), наработка установок ЭЦН, работавших в скважине ранее. Реализованный в программе модуль оповещения позволяет пользователю сразу получать информацию об изменениях и отклонениях выбранных объектов. В ходе развития проекта внедрена система мониторинга УЭЦН Rosneft-WellView в дочерних предприятиях ОАО «НК «Роснефть»: ООО «РНЮганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», ООО «РНСтавропольнефтегаз». Организация комнаты удаленного мониторинга (подходы к организации функций системы четвертого уровня) Оптимизации добычи пока невозможна без участия экспертов. Для решения таких задач с использованием систем удаленного мониторинга в НК «Роснефть» была предложена концепция Центра Удаленного Мониторинга ЭЦН (ЦУМ). ЦУМ предполагает наличие системы, позволяющей в оперативном режиме собирать все необходимые для анализа данные, инструментов для проведения инженерного анализа и присутствие экспертов, способных принять решение с использованием системы. На современном этапе развития технологий этот центр может быть «удален» от источника информации – скважин и приближен к центру, где имеются эксперты и возможность анализировать одновременно тысячи скважин. Анализ мирового опыта создания ЦУМ показывает, что ключевыми факторами для их успешного

58 ROGTEC

implemented in the software and provides an increase in its efficiency. Effective visualisation software represents the third level tool, designed for the solution of the monitoring tasks (identification of wells operating outside the range and requiring close attention) and diagnostics. The monitoring window is broken down into objects depending on selected parameters (oil production rate, type of liquid, oil losses during repair, water cutting, etc). Box sizes corresponding to the individual wells are proportional to the liquid rate. The colour of the box represents the achievement of the oil production potential. The boxes are grouped per oil deposits fields. Pic 3 shows information on over 500 wells. For the visual display of detailed information on individual wells, a mapping method called “a rose of problems” is used – a third level tool showing the status of the total object. A simultaneous display of the dynamics of the technological and electrical parameters allows for the simultaneous analysis of data (the second level reports on the acquired information). All diagrams are scalable for convenience. The software allows the current operating point to be assessed with reference to the nominal use-flow characteristics with the allowance for gas degradation, wear and properties of well fluid, which is realised as monitoring criteria, and also for the analysis of the group of wells selected by the user. In the window specifying the well a “rose of problems” on the well is displayed, which shows the level of various well issues, the position of the current operating point on the electric centrifugal pump performance diagram, dynamics of the main performance data of the electric centrifugal pump (three groups of diagrams: dynamics of well performance data, technological and electrical data) and a nofailure operation time of the electric centrifugal pump unit. The signal in the software provides the user with the instant information on the changes and deviations of the selected parameters. During the development, the Rosneft-WellView ESP monitoring system was introduced into the following affiliated companies of Rosneft: RN-Yuganskneftegas LLP, RN-Purneftegas LLP, RN-Sakhalinmorneftegas LLP and RN-Stavropolneftegas LLP. Administration - Remote Monitoring Room (Fourth Level System) It is not yet possible to optimise oil production without the participation of experts. The Remote Monitoring Centre (RMC) was proposed as a solution in conjunction with the remote monitoring systems of NK Rosneft. The RMC allows for on-line collection of all data required for analysis, tools for engineering analysis and the presence of experts, able www.rogtecmagazine.com

SMART FIELDS внедрения являются: » способность ЦУМ принимать решения по работе скважин, что требует наличия экспертов и поддержки руководства предприятия; » оперативный доступ к консолидированной информации о работе скважин, желательно иметь автоматическую систему сбора информации. С учетом изложенных факторов для облегчения интеграции в существующую структуру добывающих обществ компании был предложен подход к организации децентрализованного ЦУМ (рис. 4). ЦУМ должен был решить следующие задачи.

to make a decision using the system. Currently, this Centre may be a long-distance from the wells, and may be a shortdistance to the centre where there are experts and available capacity to analyse thousands of wells at the same time. When analysing world-wide experience during the development of the RMC, the following key factors for their successful introduction are the following: » ability of the RMC to make decisions on well operation, which requires experts and company management support; » on-line access to the consolidated information on the well operation, where it is preferable to have a computerised data collection system.

ЦИТУ (управление потерями) CEB (Loss Control) Контроль, оперативное реагирование на снижения (автоотчет)

Control, immediate response to declines (automatic report)

ЦУМ (мультидисциплинарный анализ) RMC (multidisciplinary analysis)

Анализ рисков при добыче (автошаблон)

Кандидаты на ГТМ(шаблон ТОП)

Risk analysis during production (automatic template)

Candidates for Work-Over Programs (Total Manufacturing Optimisation template)

ГУДНГ (управление рисками при добыче)

УППР (управление резервами)

Main Board for Oil & Gas Production (MBOGP) (oil production risk management)

Board for Production Improvement of Reservoir (reserves management)

Рис. 4. Децентрализованная схема организации ЦУМ Pic 4. Diagram of Decentralised Organisation of RMC Визуальное отражение потерь (в интерактивном режиме): » выявление снижений дебитов жидкости и нефти; » оповещение цехов по добыче нефти и газа (ЦДНГ) об отклонении контрольных показателей для оперативного реагирования (под индивидуальные настройки пользователя); » экспресс-анализ скважины, диагностика текущего состояния, определение причины ос та нов ки/отказа; » управление приоритетами (более www.rogtecmagazine.com

Therefore, in order to facilitate the integration of the oil production affiliates of the company into the existing structure, an approach was proposed for the organisation of a decentralised RMC (Pic. 4). The following tasks had to be solved: Visual display of losses (in interactive mode): » identification of fluid and oil production decline; » notification of oil and gas production departments (OGPD) on the deviation of the performance benchmark

ROGTEC 59

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ высокодебитная скважина должна быть введена в эксплуатацию в первую очередь). Поиск резервов: » визуальное отражение источника резервов недостижения потенциала; » автосводки – шаблоны для подготовки мероприятий (первичная обработка данных для анализа). Оптимизация процессов реагирования: » анализ режима работы скважины и скважинного оборудования; » прогнозирование работы ЭЦН на основе мониторинга его параметров; » поддержка принятия решений при работе с механизированной скважиной; » автоматический подбор режима автоматического повторного включения (АПВ). На рис. 4 приведено взаимодействие ЦУМ с Центральным инженерно-техническим управлением (ЦИТУ), Главным управлением по добыче нефти и газа (ГУДНГ) и Управлением по повышению производительности резервуаров и геологотехнических мероприятий (УППР и ГТМ). Преимуществами децентрализованной схемы взаимодействия являются: » отсутствие дополнительного персонала дочернего общества; » индивидуальная работа специалистов технической поддержки с каждым центром с акцентом на их ключевые задачи; » автоматизация сводок (сокращение непроизводительного времени персонала) и рекомендаций по ключевым категориям (золотой фонд, АПВ и др.)

for the real-time response (according to the individual settings of the user); » proximate analysis of the well, diagnostics of the current status, identification of reasons for failures; » management of priorities (higher flow-rate wells must be put into operation first). Search for reserves: » visual display of the reserve source failed to achieve a potential; » auto-summaries – templates for the preparation of procedures (initial data processing for analysis). Optimisation of response procedures: » analysis of well and well equipment operation mode; » forecast for ESP work on the basis of monitoring of its parameters; » support for decision making while working with the mechanised well; » automatic mode selection for automatic re-closing (ARC). Pic 4 shows the interaction of RMC with the Central Engineering Board (CEB), Main Board for Oil & Gas Production (MBOGP) and Board for Production Improvement of Reservoirs and Work-Over Programs (BPIR & WOP). The following are the advantages of the decentralised system of interaction: » non-existence of additional personnel in the affiliated company; » individual work of the technical support specialists in each centre with the accent on their key tasks; » automatic summaries (elimination of non productive time) and recommendations on key categories (gold fund, automatic re-closing, etc.)

В данной схеме взаимодействия рейтинг влияния на решения средний, на уровне рекомендаций, что предполагает взаимодействие в условиях организации с хорошо отлаженными бизнеспроцессами и большим числом квалифицированных специалистов.

In this interaction pattern, the rating of influence to the decisions is average, at the level of recommendations, which assumes the interaction under the conditions of the organisation with properly adjusted and smoothly running business procedures and with a high number of qualified specialists.

Заключение Создание системы мониторинга ЭЦН является сложной мультидисциплинарной и комплексной задачей. Его представление как многоуровневого позволило выделить несколько этапов работы и продемонстрировать эффект по отдельным уровням.

Summary Development of the monitoring system for ESP is a complicated multidisciplinary and comprehensive task. Its multilevel representation allowed us to identify several stages of work and to demonstrate the effect on each of the individual levels.

ЦУМ является крупным интеграционным проектом СНТ ОАО «НК «Роснефть», охватывающим такие сферы деятельности, как удаленное управление ЭЦН, анализ бизнес-процессов, оптимизация процессов нефтегазодобычи, разработка и внедрение конкурентоспособного оборудования системы мониторинга и оптимизации.

RMC is a large integration project of the New Technologies Systems of Rosneft, covering such areas of activities as the remote control of ESP, analysis business procedures, optimisation of oil & gas production processes, development and introduction of competitive equipment for monitoring and optimisation. The results of the pilot project implementation are as follows:

60 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

SMART FIELDS Результатами реализации пилотного проекта являются: » сокращение недостижения потенциала дебита нефти на 10 % (по результатам испытаний проекта Rosneft-WellView); » сокращение простоев на 50 %; » снижение трудозатрат за счет внедрения в опытно промышленное использование автоотчетов по снижениям добычи (97 % сходимости) и автоотчетов по формированию скважин-кандидатов для проведения интенсификации добычи нефти (99 % сходимости). В перспективе планируется развитие проекта по следующим направлениям: » мониторинг эффективности работы промыслового оборудования; » учет ограничений по наземному оборудованию; » анализ и оптимизация фонда скважинных штанговых насосов; » оптимизация системы поддержания пластового давления. Существующие алгоритмы, планируемые разработки, выполняемые научноисследовательские работы, накапливающийся высокими темпами опыт рабочей группы по проекту будут в дальнейшем интегрированы в производственные процессы добычи нефти основных дочерних обществ компании. Необходимым условием для достижения максимальной эффективности ЦУМ является подключение контролируемого фонда скважин к системе мониторинга. Это позволит оперативно получить полный набор данных о работе оборудования в режиме реального времени для принятия быстрого и качественного решения и с удаленного расстояния задавать необходимый режим работы. Источники 1. Weatherford. LOWIS™ Life of Well Information Software. http://www.ep-solutions.com/solutions/Software/LOWIS.htm 2. espWatcher. A service for remote real-time surveillance and control electrical submersible pump systems. http://www.slb.com/content/services/artificial/submersible/ espwatcher.asp. 3. Real Time Optimisation Approach for 15,000 ESP Wells S. Zdolnik, A. Pashali, D. Markelov, M. Volkov//SPE 2008. 4. Shneiderman B. Tree visualization with Tree-maps: A 2-d space-filling approach. ACM Transaction on graphics. – 1992. – Vol. 11. – № 1. – P. 92-99. www.rogtecmagazine.com

» reduction by 10% in failure to achieve the potential oil production rate (based on the results of Rosneft-WellView project tests); » downtime reduction by 50 %; » man-hour reduction due to the introduction of auto reporting on the decline in production (97% precision) and auto-reporting on the definition of well-candidates for stimulation of oil production (99 % precision). In the future, the project is planned to develop in the following directions: » field equipment performance efficiency monitoring; » consideration of restrictions on the surface equipment; » analysis and optimisation of bottom hole oil pumps; » optimisation of the system for maintenance of reservoir pressure. Existing software, planned developments, scientific research and the accumulated experience of the project working group shall be integrated into the oil production process of the main affiliated partnerships of the company in the future. To achieve maximum efficiency of RMC is the connection of the controlled well stock to the monitoring system. This will allow for the immediate acquisition of the complete data set on the operation of the equipment in real time enabling fast and qualitative decision making and to remotely assign the required mode of operation. Reference Material 1. Weatherford. LOWIS™ Life of Well Information Software. http://www.ep-solutions.com/solutions/Software/LOWIS.htm 2. espWatcher. A service for remote real-time surveillance and control electrical submersible pump systems. http://www.slb.com/content/services/artificial/submersible/ espwatcher.asp. 3. Real Time Optimisation Approach for 15,000 ESP Wells S. Zdolnik, A. Pashali, D. Markelov, M. Volkov//SPE 2008. 4. Shneiderman B. Tree visualization with Tree-maps: A 2-d space-filling approach. ACM Transaction on graphics. – 1992. – Vol. 11. – № 1. – P. 92-99.

Эта статья была опубликована в информационном научно-техническом бюллетене (Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть», № 1, 2009 года, стр.22-26; ISSN 2074 - 2339) и заняла 3-е место в 2009 году за лучшую публикацию в бюллетене. Печатается с разрешения редакционной коллегии.

ROGTEC 61

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ САЛЫМА SMART FIELDS OF SALYM Компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) оборудовала весь фонд скважин технологией, позволяющей вести удаленный мониторинг и контроль добываемой нефти и закачивающейся воды в реальном времени.

Salym Petroleum Development (SPD) has equipped its well stock with Smart Field technology that allows real time remote monitoring and control of the produced oil and injected water.

До недавнего времени замер дебитов и обводненности скважин осуществлялся ежедневно на всех кустовых площадках. Кроме того, еженедельно отбирались пробы продукции для определения обводненности в лабораторных условиях. На каждой добывающей скважине устанавливались датчики, обеспечивающие постоянный замер забойного давления и температуры. Ключевые добывающие и нагнетательные скважины были оснащены также специальными высокочувствительными забойными датчиками, отличающимися особой точностью. Все данные по добыче, а также информация, полученная

Until recently, measurements of flow rates and watercut were carried out on a daily basis on all well pads. In addition, fluid samples were taken on a weekly basis to identify watercut in laboratory conditions. Sensors, for continuous bottom-hole pressure and temperature tests, were installed in every production well. Key production and injection wells were also equipped with special high resolution downhole gauges which provide continuous record of high quality pressure data. All production data, including the information obtained during well development and work-over operations, were entered into the oil-field database. However, the situation has changed recently. Whereas before operators used to regularly visit well pads and managed to service 15-20 wells, nowadays

самого первого дня эксплуатации Салымского нефтепромысла СПД уделяет большое внимание регулярному мониторингу таких параметров, как темпы нефтедобычи и закачки воды в пласт, обводненность и давление. Эти данные позволяют получить важнейшую информацию для анализа эффективности добычи и оптимизации работы скважин.

62 ROGTEC

rom the very first day of operation of the Salym oilfields, SPD has placed high emphasis on regular monitoring for oil production and water injection, watercut and bottom hole pressure. This data provides important information to help improvement of well performance and reduce costs.

www.rogtecmagazine.com

SMART FIELDS в ходе освоения и капитального ремонта скважин, заносились в базу данных нефтепромысла. Однако теперь ситуация изменилась. Если раньше оператор по добыче нефти и газа совершал регулярные поездки на кустовые площадки и в среднем обслуживал 15–20 скважин, то теперь большую часть рабочего времени он проводит в офисе, отвечая за 30–40 скважин. Это стало возможным благодаря внедрению комплексной инновационной технологии «умных месторождений». Данная технология — часть масштабного проекта СПД по управлению скважинами и коллекторами, направленного на разработку системных подходов и обеспечение устойчивого характера разработки месторождений на лицензионных участках компании. Технология «умных месторождений» обеспечивает передачу информации с кустовой площадки на пункт управления в реальном времени. В результате значительно сокращается количество поездок на кустовые площадки операторов, что позволяет им быстрее реагировать на поведение скважинного оборудования. Благодаря данной технологии СПД может более продуктивно использовать растущий фонд скважин, ограничивать эксплуатационные расходы, оптимизировать закачку воды в пласт, ускорять добычу и увеличивать ее объем. Таким образом, в рамках всего нефтепромысла происходит постоянное улучшение планирования и осуществляется более эффективная нефтедобыча. СПД запустила проект по управлению скважинами и коллекторами в 2008 г., когда в качестве пилотной фазы технологией «умных месторождений» были оборудованы две кустовые площадки на ЗападноСалымском месторождении. Результаты применения этой новейшей технологии оказались успешными. Данные со скважин стали доступны на УПН в режиме реального времени, что существенно уменьшило объем работ по ручному сбору и вводу данных. А в связи с уменьшением количества незапланированных выходов скважинного оборудования из строя увеличился срок службы ЭЦН и вырос объем добычи. В 2009–2010 гг. СПД впервые в России и первой среди компаний концерна «Шелл» реализовала полномасштабный проект по внедрению технологии «умных месторождений» на всем фонде скважин нефтепромысла. Специалисты СПД успешно оборудовали все нагнетательные и водозаборные скважины на Салымских месторождениях «умной» технологией по забору, закачке и подготовке воды — Fieldware Water Injection System. Любой сотрудник компании, имеющий доступ в домен системы «умных месторождений», имеет возможность в реальном времени отслеживать и изменять параметры и уровни закачки и откачки из водяных резервуаров, а также параметры подачи нагнетательных насосов и давления. Система доступна как с площадок Салымского www.rogtecmagazine.com

the operator spends most of the time in the office, being responsible for 30-40 wells. This has become possible due to the implementation of “smart fields”. This Smart Field technology is part of a major project in SPD on well and reservoir management, focusing on the development of a comprehensive approach to field development. Smart Field technology allows real time data transfer from wells to the control unit. Consequentially, the number of operator visits to the well pads decline considerably, allowing the operators to respond faster to the performance of the well equipment. Thanks to this Smart Field technology, SPD is able to use the increasing scopes of its well stock more efficiently, cutback on operation costs, optimize water injection, boost production and increase flow rates. The result is a continuous improvement in planning and more cost effective oil production within the framework of the whole oilfield. SPD launched a Well and Reservoir Management project in 2008, when two well pads in West Salym field were equipped with Smart Fields technology. The results of this cutting-edge Smart Field technology proved successful. Well data became accessible at Central Processing Facility (CPF) in real time, which considerably reduced works on manual data acquisition and data entry. Furthermore, due to the decrease in the number of unscheduled breakdowns of the well equipment, the run life period of electrical submersible pumps (ESP) increased as well as production volumes. In 2009–2010, SPD implemented a full-scale project on Smart Field technology in entire well stock. This was a first in Russia, and indeed among Shell. SPD specialists have successfully equipped all injection and water supply wells in Salym fields with Smart Field technology for water production, injection and preparation - Fieldware Water Injection System. Any employee of the company that has access to the smart fields system has the opportunity to monitor and change the parameters and levels of injection and production from the water reservoirs, as well as supply and pressure parameters of electrical submersible pumps in real time.The system is accessible both from the Salym field itself and from the Moscow office. Similar Smart Field technology has been implemented in all production wells of the Salym group of oil fields. A network of smart technologies - Salym Fieldware Production Universe, Fieldware Well Test and Fieldware ESP - allow for remote monitoring and control of ESP operations and well tests assessment with the confirmation of the results and receiving of a signal on the fluctuation of parameters from the normal operation range in real time. Integrated Production System Modeling software was launched in the Salym oilfields to improve oil production planning. Production wells, including water intake and water injection systems, have been equipped with this software. The information system Andon Board has been developed and introduced within the framework of this project. This

ROGTEC 63

УМНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

месторождения, так и из московского офиса. Схожая технология реализована и на всех добывающих скважинах Салымской группы месторождений. Комплекс «умных» технологий — Salym Fieldware Production Universe, Fieldware Well Test и Fieldware ESP — позволяет удаленно осуществлять мониторинг и наблюдение за работой ЭЦН и в режиме реального времени контролировать проведение замеров по скважинам с подтверждением результатов и получать сигнал об отклонении параметров от диапазона нормальной эксплуатации. Для оптимизации работ по планированию нефтедобычи на Салымском нефтепромысле развернута программная технология Integrated Production System Modeling. Ею оборудованы как системы водозабора и закачки воды, так и добывающие скважины. В рамках проекта была разработана и внедрена информационная система «Андон». Она помогает в реальном времени отслеживать отклонения в работе скважины путем использования цветовых индикаторов. Если показатели той или иной скважины выходят за пределы установленного диапазона, оператору на электронную почту моментально приходит автоматическое уведомление. Это позволяет фокусировать внимание на возникающих проблемах и оперативно осуществлять мероприятия по их разрешению, улучшая процесс нефтедобычи и закачки воды.

64 ROGTEC

system helps to monitor in real time the fluctuations in the well performance using traffic light system. If the performance indicators of any well fall outside the adjusted range, the operator will immediately receive an automatic notification via email. This allows the operator to find a solution immediately, and improves the process of oil production and water injection. The implementation of Smart Field technology allowed SPD to create an integrated production model, which represents a reliable foundation for further projects targeting oil production growth. This system allowed the whole well and reservoir cycle to be integrated in one loop. SPD specialists receive information in real time, process this information using well stock integrated control instruments, identify the corrections needed for each well via an automatic control system. Optimization of oil production, enhanced oil recovery, reduction of operating costs - all these are the results of the introduction of Smart Fields technology systems in the Salym group of oilfields. Thanks to this, SPD has managed to improve production by 2–2.5% per year on average and reduced unscheduled downtime, and the average failure free performance period of the well equipment has increased. Chemical additives have also been reduced, as have the number of trips to the oilfield, which has not only reduced the costs, but also minimized the risks for the employees while travelling on infield roads. All this, in its turn, resulted in the improvement of the overall performance in the oilfield.To date, SPD is working on the next stage www.rogtecmagazine.com

SMART FIELDS Внедрив технологию «умных месторождений», СПД создала интегрированную модель добычи, которая является надежной основой для дальнейших проектов по наращиванию нефтедобычи. Эта система позволила замкнуть весь цикл управления скважинами и коллекторами. Сотрудники СПД в реальном времени получают информацию, обрабатывают ее с использованием инструментов интегрированного управления фондом скважин, определяют корректировки параметров, которые необходимо осуществить, а затем регулируют работу каждой скважины с использованием автоматической системы управления. Оптимизация нефтедобычи, повышение нефтеотдачи, снижение эксплуатационных затрат — все это следствие развертывания системы «умных месторождений» на Салымской группе месторождений. Благодаря реализации проекта по управлению скважинами и коллекторами СПД повысила добычу в среднем на 2–2,5% в год, сократила внеплановые простои. На нефтепромысле увеличился средний срок безотказной работы скважинного оборудования. Технология позволила уменьшить расход химических реагентов и количество поездок внутри промысла, что не только снизило затраты, но и минимизировало риски для сотрудников при передвижении по внутрипромысловым дорогам. Все это, в свою очередь,

of implemention for further contro technologies. All production wells are being equipped with automatic echometers. The operators will be able to remotely monitor the level of liquid in the casing-formation annulus, and, if corrections required, change the parameters of the electrical submersible pumps with the help of the smart oilfields. The application of this equipment will further increase production and reduce costs.

привело к росту эффективности работы персонала на нефтепромысле. В настоящее время компания СПД реализует следующий этап проекта по управлению скважинами и коллекторами. Все добывающие скважины Салымских месторождений оснащаются автоматическими эхолотами. Операторы смогут удаленно вести мониторинг уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, а при необходимости его корректировки изменять параметры работы ЭЦН с помощью систем «умных месторождений». Использование данного оборудования позволит компании еще успешнее решать задачи по оптимизации нефтедобычи и сокращению эксплуатационных расходов.

7IIKH?D= GK7B?JO 6 l^YZ gVc\Z d[ Xdcigda dei^dch/ Y^hXgZiZ! VcVad\jZ Vh lZaa Vh [^ZaYWjh ^ciZg[VXZh BdYWjh! Egd[^Wjh VcY di]Zgh GZa^VWaZ bdYjaVg YZh^\c egdk^Y^c\ Xdhi"Z[[ZXi^kZ hdaji^dc cd jccZZYZY dei^dch id eVn [dg Adl iZbeZgVijgZ kZgh^dc je id "+% [dg VXijVidgh l^i] Xdcigdah 8dbegZ]Zch^kZ iZX]c^XVa hjeedgi VcY \gZVi egdYjXi gVc\Z VkV^aVWaZ [gdb lVgZ]djhZh d[ BdhXdl! Hi#EZiZghWjg\! Hdjg\ji (% nZVgh d[ egZhZcXZ dc i]Z bVg`Zih d[ Gjhh^V VcY i]Z JHHG

77 7

www.rogtecmagazine.com

FH?ME:O 7KC7 EEE 8ZcigVa d[[^XZ ^c BdhXdl/ ).* ''& +) '-! ).* ,,- ,- '& D[[^XZ ^c Hi#EZiZghWjg\/ -&' (-% .- -+ D[[^XZ ^c Hjg\ji/ ()+' '(+ '() D[[^XZ ^c @gVhcdnVgh`/ , (.& '.& &' +%! '+- '& +, :"bV^a/ VjbVgjhh^V5VjbV#gj! hVaZh5VjbV#gj

ТОО ‹Арматурный Центр› еспублика Казахстан! Атырауская область! г#Атырау Индекс %+%%%*! ул#Ауэзова! ,- ‹Б› оф# (%+ ! (%, Тел# - ,&'' )* )+ %'! )* )* ., Z"bVâ/ d[[^XZTVjbV5bVâ#dca^cZ#ò

ROGTEC 65

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН

Технология за круглым столом – Разрыв пласта Technology Roundtable – Fracturing

Майкл Талисси Michael Tulissi

Андрей Смаровозов Andrey Smarovozov

Кевин Маллен Kevin Mullen

Кувшинов Игорь Igor Kuvshinov

Технический директор Международного отдела компании «Trican Well Service»

Директор направления Pressure Pumping в России и Каспийском регионе (Маркетинг и развитие бизнеса), Baker Hughes

Старший инженер по интенсификации производства в компании «Шлюмберже» в России

Главный технический руководитель компании Halliburton

International Technical Director for Fracturing Services with Trican Well Service

Director, Pressure Pumping, Russia & Caspian (Marketing and BD), Baker Hughes

Какие основные аспекты следует учитывать при проектировании и выполнении работ по гидравлическому разрыву пласта (ГРП)? Майкл Талисси: Очень важно учитывать требуемую геометрию разрыва и проницаемость, а также оптимальный экономически эффективный дебит. Проект будет зависеть от точности данных относительно проницаемости пласта и давления, ясного понимания механических свойств породы, которые влияют на создание геометрии, а также текущие параметры состояния скважины, такие как параметры поврежденного и неповрежденного пласта. Проект должен исключать ошибки и включать понимание процесса откачивания скважины до получения чистой нефти и взаимосвязь между длиной трещины гидроразрыва, заполненной проппантом и эффективной продуктивной длиной гидроразрыва, что на практике очень отличается. В этой связи, опытность операторов, комплексный

66 ROGTEC

Senior Production Stimulation Engineer for Schlumberger-Russia

Senior Technical Leader, Halliburton Company

What are the most important aspects to consider when designing and implementing a frac job? Michael Tulissi: It is most important to consider the desired fracture geometry and conductivity, as well as the optimum economic yield. The design will be dependent on accurate data concerning formation permeability and pressure, a clear understanding of rock mechanical properties that affect the created geometry, and current well conditions such as damaged and undamaged reservoir parameters. The design must strive to eliminate failures and include an understanding of the fracture cleanup process, as well as the relationship between propped fracture length and the effective producing fracture length that are, in practice, very different. To this end, experienced operators, comprehensive Quality Control and reliable equipment are essential. Andrey Smarovozov: When designing, the most critical aspects for accurate Frac design would be well readiness www.rogtecmagazine.com

WELL STIMULATION контроль качества и надежное оборудование имеют важное значение. Андрей Смаровозов: На стадии проектных работ, самыми ответственными аспектами для разработки детального дизайна гидравлического разрыва пласта является готовность скважины (т.е. состояние обсадной колонны и цементного камня), данные о пласте, включая механические свойства породы и пласта, а также параметры пластовых флюидов. Наличие достоверных данных значительно повышает точность дизайна, что способствует оптимизации обработки конкретной скважины. При выполнении работ по ГРП, одним из самых ответственных моментов является обеспечение гарантии и контроля качества, а также гибкость систем дозирования химреагентов с детальным контролем каждого параметра. При этом, чтобы добиться наилучших результатов, важны все виды планирования. Используемое оборудование должно быть гибким в применении каждого отдельного компонента жидкостной системы, что позволяет контролировать качество жидкости ГРП при минимальных издержках. Кевин Маллен: Проектирование ГРП должно быть каждый раз таким же индивидуальным процессом, как один человек отличается от другого. Самым ответственным элементом планирования работ является учет всех характеристик скважины для определения оптимальной геометрии конкретной скважины с целью оптимизации добычи. Это включает определение местоположения разрыва, до какой степени может расти трещина ГРП и какое количество проппанта требуется для достижения необходимой проводимости. Простым примером является проектирование ГРП, который имеет достаточно большой размер (по массе и ширине), чтобы обеспечить эффективную добычу, но достаточно небольшим (по форме и объему), чтобы не допустить стимулирования близлежащих водных толщ. Кувшинов Игорь: В общих чертах, наличие достаточного количества основных параметров породы и свойств коллектора позволяет определить геометрию разрыва. Некоторые операторы с готовностью принимают это и не желают выходить за пределы такого базового уровня. Однако, только подробный анализ данных в отношении механики породы, пластовой жидкости и соотношение между давлением, объемом и температурой (PVT) позволяет ответить на вопрос, будет ли конструкция забоя с гидроразрывом обладать достаточной проводимостью в долгосрочной перспективе для разработки залежи до намеченного уровня. Наиболее разумным подходом для оператора является полный анализ, т.к. в этом случае www.rogtecmagazine.com

(ie casing and cement condition), formation data, including rock properties, formation and fluids parameters. Having the reliable data would significantly increase the accuracy of the design, thus optimizing the individual treatment for the specific well. While executing a frac job, the most critical areas would be QA/QC control and the flexibility within the chemical additive system with each parameter being closely controlled. Saying that, I mean, that what’s stated from the prospective of the desirable result must be executed the way it was planned. The equipment should be flexible to allow varying each of the individual components to keep the fluid system optimal and at minimal cost. Kevin Mullen: A frac treatment design should be as individual as one person is to another. The most crucial element of designing a job is to take all well characteristics into consideration while determining the optimal geometry for that specific well to optimize production. This includes determination of where the fracture should be placed, to what extents the frac can grow, and how much proppant is required for adequate conductivity. A simple example is designing a frac that is large enough (by mass and width) to produce effectively, but small enough (by shape and volume) to avoid stimulation of nearby water layers. Igor Kuvshinov: Having a sufficient amount of basic knowledge of the rock and reservoir properties allows you to solve the fracture geometry, general speaking. Some Operators readily accept this and do not want to go beyond this basic level. However only a detailed analysis of the data regarding the rock mechanics, reservoir fluid and PVT data allows you to solve the question whether the selected fractured completion will have sufficient long-term conductivity to produce the reservoir to the targeted degree. The wisest option for the Operator is to select the full analysis approach because of the increased return in the mid to long term. Formation damage is one of the greatest dangers during a frac. How can you minimize the risk of formation damage during the job? Michael Tulissi: Fracture treatments can result in two types of damage: damage to the formation itself and damage to the conductivity of the proppant within the fracture. Formation damage can be mitigated by proper compatibility testing of frac fluid/additives with formation rock and fluids, as well investigating suspected damage from previous treatments. Damage to the proppant conductivity can be minimized by reducing the amount of polymer based gel, using improved breaker technology, better post fracture clean-up procedures and the inclusion of nitrogen in fracturing fluids. Andrey Smarovozov: There are several ways of minimizing fracturing fluid formation damage factor, (as well

ROGTEC 67

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН увеличивается отдача в средне- и долгосрочной перспективе. Повреждение пласта является одной из самых неприятных опасностей при гидроразрыве пласта. Как можно свести до минимума риск повреждения пласта при проведении работ? Майкл Талисси: Операции по гидроразрыву пласта могут привести к двум типам повреждения пласта: повреждение самого пласта и повреждение проницаемости расклинивающего наполнителя в гидроразрыве. Повреждения пласта могут быть уменьшены надлежащим проведением проверки на совместимость жидкости ГРП/присадок с породой и флюидами пластов, а также исследований предполагаемых повреждений на основании предыдущих операций ГРП. Повреждение проницаемости расклинивающего наполнителя можно свести до минимума посредством сокращения количества полимерного геля на основании использования усовершенствованной технологии деструктуризации геля, улучшения мероприятий по очистке после ГРП и включения азота в жидкости гидроразрыва. Андрей Смаровозов: Существует несколько способов сведения к минимуму фактора повреждения пласта жидкостью гидроразрыва: (так же, как и ниже приведенные, правильность подбора прочностных параметров пропанта является обязательным): 1. Системы с низкой загрузкой полимера (в частности, такая как QuadraFracТМ у BJS, которая позволяет снизить загрузку полимеров до 18-20 фунтов на галлон по сравнению с 30-35 фунтами на галлон) при сохранении жидкостью разрыва удерживающей способности проппанта. 2. Использование ферментных брейкеров (деструкторов), специфичных для полимеров (что позволяет повысить разрушение геля ГРП до 98% по сравнению с 30-40% в результате применения стандартных брейкеров-окислителей) 3. Безполимерные жидкости ГРП, не содержат полимеров, и поэтому теоретически неспособны привести к повреждению проницаемости на поверхности трещины ввиду образования «полимерной корки» при гидроразрыве. Здесь необходимо также контролировать химические процессы привзаимодействия пласта с жидкостной ситемой ГРП. 4. Пенные жидкости гидроразрыва позволяют снизить общее количество полимеров, попадающих в трещину, что помогает при отработке скважины и ее запуске в работу. Однако, поскольку суммарное

68 ROGTEC

as a proper stress proppant application is a must): 1. Low polymer loading systems (such as BJS’s QuadraFracТМ which allows us to decrease polymer loading down to 18-20 ppg from 30-35ppg system) with similar proppant carrying capacities. 2. Application of polymer-specific enzyme breakers (this allows to the increase of frac gel break of up to 98% as opposed to an average of 30-40% in a normal guar-borate system with oxidizers as a breaker) 3. Polymer-free frac fluids, which contain no polymer make “filter cake” fracture damage theoretically impossible. Chemical processes of formations being affected by water should not be left out of consideration either and should be closely controlled. 4. Foamed fracturing fluids allow you to reduce the total amount of polymer left in the fracture, simultaneously helping the process of well clean-up and kick-off. However, since the volume of guar-borate fluid is reduced in foam (the remaining is nitrogen), maximum effective concentration of proppant in a fracture volume is limited. Kevin Mullen: Formation damage can be extremely detrimental to well production, but these problems can be easily managed by proper pre-treatment analysis and design of the breaker package to degrade the frac fluid. To avoid any potentially irreversible problems, it is strongly recommended to test in the laboratory the interaction of formation fluids (oil and water), the fracture treatment fluid, and even wellbore fluids (such as workover brine). If incompatibilities are observed, then the treatment fluid recipe must be adjusted with inhibitors to impede those effects. Testing against formation rock may not be practical, so a clay stabilizer should always be present in the recipe. Finally, an aggressive breaker package must be tested and included in the fluid design to minimize residual damage. Igor Kuvshinov: The ability to provide best-in-class stimulation treatments comes not only from the total horsepower in delivering proppants downhole, but from an educated knowledge of the overall picture, allowing you anticipate problems and successfully engineer ways around them in order to target long-term fracture conductivity. The best way to minimize the risk of damage during the job is to design a fracture target conductivity based on all relevant data, while tailoring frac fluid and ensuring complete frac clean out shortly after the well is in production. Knowledgeable service companies work over every aspect influencing the conductivity of the final fracture, including chemicals, materials, placement techniques, etc. in order to ensure success. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

ǟǝǍǖǗǍǚ Ǐǒǘǘ ǞǒǝǏǕǞ

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

Предоставляет инновационные инженерные решения для увеличения продуктивности нефтегазовых скважин.

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

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

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

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

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

ROGTEC 69

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН количество гуарово-боратной жидкости в пене значительно снижено (остальное – азот), максимальная эффективная концентрация пропанта в трещине ограничена. Кевин Маллен: Повреждение пласта может причинить значительный вред коллекторским свойствам продуктивного пласта, однако эти проблемы могут быть легко управляемы посредством проведения надлежащего предварительно анализа и ГРП и дизайна деструкторов для лучшей очистки трещины от жидкости разрыва. Чтобы не допустить потенциально необратимых проблем, настоятельно рекомендуется провести испытания в лаборатории на предмет взаимодействия пластовых жидкостей (нефти и воды), жидкости гидроразрыва и жидкости глушения. В случае обнаружения несовместимости, состав жидкости ГРП должен быть отрегулирован ингибиторами для устранения этих эффектов. Испытание на совместимость с керновым материалом может быть трудноосуществимым, поэтому реагент, предотвращающий набухание глин, должен всегда присутствовать в составе. Наконец, агрессивная концентраци дуструкторов должна быть протестирована и предусмотрена в дизайне ГРП для минимизации загрязнения трещины. Кувшинов Игорь: Способность предоставления лучшей в своем классе обработки пласта для интенсификации притока не только в наличии мощностей для закачки пропанта на забой, но в понимании всей картины, позволяющей предвидеть проблемы и успешно находить способы их предотвращения для достижения долгосрочной проницаемости после разрыва. Лучшим способом сведения риска повреждения к минимуму во время проведения подобных работ является проектирование целевой проницаемости трещины, основанное на всех имеющихся данных, наряду с настройкой рецептуры жидкости для ГРП и обеспечении полной очистки трещины вскоре после начала эксплуатации скважины. Компетентные нефтесервисные компании прорабатывают каждый аспект, влияющий на проводимость целевой трещины, включая химические составы, материалы, методы размещения обработки и т.д. для обеспечения успеха. Имеете ли Вы новые технологии, которые в настоящее время внедряются на нефтяных промыслах в России? Майкл Талисси: Компания «Тrican» является техническим лидером в области гидроинжиниринга, а клиенты компании по всему миру получают выгоду от наших новаторских решений. Такие решения в России включают: » Система многоступенчатого ГРП (селективный

70 ROGTEC

Do you have any new technologies which are being deployed in the Russian oilfield? Michael Tulissi: Trican is a technical leader in the pressure pumping industry and customers worldwide are benefiting from these innovations. In Russia, these include: » Multistage Frac System (Selective fracturing of horizontal wellbores) » IsoJet (Selective fracturing using jet perforation through coiled tubing)* » DRA-2 (Delayed Release Acid Breaker) » WCA-1 (Relative Permeability Modifier for water conformance) » SI-3 (Scale inhibitor pumped during fracturing operations to reduce scale build up and pump damage due to deposits) » Stratum Frac (Ultra low polymer fracture fluid providing superior shear stability and proppant carrying capacity)* » PropLock (Proppant Flowback control) » Various fracturing fluids including Nitrogen These products were developed in Russia to address local requirements. Andrey Smarovozov: With BJ being part of Baker Hughes now, the following technologies of theirs are planned for use in Russia: » QuadraFracТМ low polymer loading system is going through field trial tests. » Polymer-specific HPHT enzyme breakers can be widely implemented. » Polymer free frac fluid system - AquaStarТМ (surfactants system) was delivered to the country and is planned for a field trial. Kevin Mullen: As one of our core values, Schlumberger understands the value and importance of technology. And we are exceedingly proud of the manpower and funding we annually put into research. In Russia, at different points over the last 6 years, we’ve brought several frac technologies including FiberFRAC*, foamed frac fluids, and AbrasiFRAC*; these focus on frac geometry and operational efficiency. In the next few years, as multi-stage fracturing in horizontal wellbores gains in popularity, StageFRAC* will become a more common fixture in the market. But we are most excited by a revolutionary new technology coming soon! Look for HiWAY* to be rolled out this fall season! Igor Kuvshinov: Halliburton’s Pin-Point Stimulation group of technologies for multi-stage fracturing combine well with known technologies such as hydra-jet perforating, fracturing and coil tubing to achieve precision placement with full fracturing technologies that significantly reduced completion time. Some of these technologies (CobraMax, Surgifrac and DeltaStim Completion) have been deployed in the Russian oilfields since 2004. www.rogtecmagazine.com

WELL STIMULATION ĐłĐ¸Đ´Ń&#x20AC;ĐžŃ&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Đ˛ ĐłĐžŃ&#x20AC;Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐžĐťĐžĐ˛ Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝) Âť IsoJet (Ń ĐľĐťĐľĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝Ń&#x2039;Đš ĐłĐ¸Đ´Ń&#x20AC;ĐžŃ&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Đ˛ Ń Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃ&#x152;ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸ĐľĐź ĐşŃ&#x192;ĐźŃ&#x192;ĐťŃ?Ń&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝ĐžĐš ĐżĐľŃ&#x20AC;Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐłĐ¸ĐąĐşĐ¸Ń&#x2026; Đ?Đ&#x161;Đ˘)* Âť DRA-2 (Đ ĐľĐ°ĐłĐľĐ˝Ń&#x201A; Đ´ĐťŃ? Ń&#x20AC;Đ°ĐˇĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐşĐ¸Ń ĐťĐžŃ&#x201A;Ń&#x2039; Ń ĐˇĐ°ĐźĐľĐ´ĐťĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Đź Đ˛Ń&#x2039;Ń Đ˛ĐžĐąĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸ĐľĐź) Âť WCA-1 (Đ&#x153;ĐžĐ´Đ¸Ń&#x201E;Đ¸ĐşĐ°Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC; ĐžŃ&#x201A;Đ˝ĐžŃ Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐš ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ˝Đ¸Ń&#x2020;Đ°ĐľĐźĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ (Đ˝Đ° Ń ĐžĐžŃ&#x201A;Đ˛ĐľŃ&#x201A;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ¸Đľ Đ˛ĐžĐ´Ń&#x2039; Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đź Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľĐąĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń?Đź) Âť SI-3 (Đ&#x2DC;Đ˝ĐłĐ¸ĐąĐ¸Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC; ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? ĐžŃ&#x201A;ĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Đš ĐˇĐ°ĐşĐ°Ń&#x2021;Đ¸Đ˛Đ°ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Đ˛Đž Đ˛Ń&#x20AC;ĐľĐźŃ? ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ĐľĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐžĐżĐľŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đš Đ&#x201C;Đ Đ&#x; Ń Ń&#x2020;ĐľĐťŃ&#x152;Ń&#x17D; Ń&#x192;ĐźĐľĐ˝Ń&#x152;Ń&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? ĐžŃ&#x201A;ĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Đš Đ¸ ĐżĐžĐ˛Ń&#x20AC;ĐľĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đš Đ˝Đ°Ń ĐžŃ ĐžĐ˛ Đ˛Ń ĐťĐľĐ´Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ¸Đľ ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? ĐžŃ&#x201A;ĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Đš) Âť Đ&#x;ĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Đš Đ&#x201C;Đ Đ&#x; (Đ&#x2013;Đ¸Đ´ĐşĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ&#x201C;Đ Đ&#x; Ń Đ˝Đ¸ĐˇĐşĐžĐźĐžĐťĐľĐşŃ&#x192;ĐťŃ?Ń&#x20AC;Đ˝Ń&#x2039;Đź ĐżĐžĐťĐ¸ĐźĐľŃ&#x20AC;ĐžĐź, ĐžĐąĐľŃ ĐżĐľŃ&#x2021;Đ¸Đ˛Đ°Ń? Đ˛Ń&#x2039;Ń ĐžĐşĐžĐľ Ń ĐžĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x201A;Đ¸Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Đľ Ń Đ´Đ˛Đ¸ĐłŃ&#x192; Đ¸ Đ˛ĐˇĐ˛ĐľŃ&#x2C6;Đ¸Đ˛Đ°Ń&#x17D;Ń&#x2030;Ń&#x192;Ń&#x17D; Ń ĐżĐžŃ ĐžĐąĐ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐśĐ¸Đ´ĐşĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Đ˛Đ°)* Âť PropLock (Đ&#x161;ĐžĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐťŃ&#x152; ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;Đ˝ĐžĐłĐž ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x201A;ĐžĐşĐ° ĐśĐ¸Đ´ĐşĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Đ˛Đ° - ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐżĐżĐ°Đ˝Ń&#x201A;Đ°) Âť Đ Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Đľ ĐśĐ¸Đ´ĐşĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Đ˛Đ°, Đ˛ĐşĐťŃ&#x17D;Ń&#x2021;Đ°Ń? Đ°ĐˇĐžŃ&#x201A;

Waterfracturing is incorporated as one of efficient proppant placement technologies but has not been deployed in Russia operations yet. In order to promote long-term conductivity and reduce proppant diagenesis phenomena, Conductivity Endurance and Monoprop technologies can be deployed.

Âť ĐŃ&#x201A;Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ´Ń&#x192;ĐşŃ&#x201A;Ń&#x2039; ĐąŃ&#x2039;ĐťĐ¸ Ń&#x20AC;Đ°ĐˇŃ&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Đ°Đ˝Ń&#x2039; Đ˛ Đ ĐžŃ Ń Đ¸Đ¸ Đ´ĐťŃ? Ń&#x192;Đ´ĐžĐ˛ĐťĐľŃ&#x201A;Đ˛ĐžŃ&#x20AC;ĐľĐ˝Đ¸Ń? Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľĐąĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đš ĐźĐľŃ Ń&#x201A;Đ˝ĐžĐłĐž Ń&#x20AC;Ń&#x2039;Đ˝ĐşĐ°.

Andrey Smarovozov: Several common technologies for open hole multi fracturing were tested as field trials. The technologies are more or less similar and are represented, for instance by: BJS (DirectStimĐ˘Đ&#x153;), Baker Hughes (Frac-PointĐ˘Đ&#x153;).

Đ?Đ˝Đ´Ń&#x20AC;ĐľĐš ĐĄĐźĐ°Ń&#x20AC;ĐžĐ˛ĐžĐˇĐžĐ˛: Đ&#x;ĐžŃ ĐťĐľ Ń ĐťĐ¸Ń?Đ˝Đ¸Ń? ĐşĐžĐźĐżĐ°Đ˝Đ¸Đ¸ BJ Ń Baker Hughes, Ń ĐťĐľĐ´Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đľ Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝ĐžĐťĐžĐłĐ¸Đ¸ Đ&#x201C;Đ Đ&#x; ĐżĐťĐ°Đ˝Đ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Đş Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃ&#x152;ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń&#x17D; Đ˛ Đ ĐžŃ Ń Đ¸Đ¸: Âť Đ?Đ¸ĐˇĐşĐžĐżĐžĐťĐ¸ĐźĐľŃ&#x20AC;Đ˝Đ°Ń? Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐ° Đ&#x201C;Đ Đ&#x; QuadraFracĐ˘Đ&#x153;

To what extent are open hole multi-stage frac jobs being carried out in Russia? Michael Tulissi: Though still in developmental stages in Russia, the application of open hole multi-stage frac technology will certainly increase as horizontal well lengths increase, and the average permeability of the targeted formations decreases. In these cases, the technology will also improve the economic advantage of horizontal wells relative to traditional vertical completions. Trican has extensive experience in open hole multi-stage fracturing and is prepared to expand operations of this nature into each of its geographic regions.

Kevin Mullen: This completion method has yet to take firm root in Russia at this point, but there has been

Â?Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x201A; vÂ&#x201E;Ă&#x2C6;Ă&#x152;Ă?Ă&#x2C6;Ă&#x201C; Â&#x2DC;Ă&#x;ĂĄĂ&#x160;w Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x201D;Ă&#x203A;Ă&#x2039;Ă&#x201C;Ă&#x201A;Ă&#x2C6;Ă&#x2022; Ă&#x201D;Ă&#x2026;Ă&#x2018;Ă&#x2039; Ă&#x2026;Ă&#x2018;Ă&#x160;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x2030;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2039; ÂŠ2010 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 30086

Â?Ă&#x2C6;Ă&#x2021;Ă&#x192;Ă&#x2026;Ă?Ă&#x201A;Ă&#x201A; Ă&#x2019;Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2013;Ă&#x2019;Ă?Ă&#x192; Ă?Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x2C6;Ă&#x152; vÂ&#x201E;Ă&#x2C6;Ă&#x152;Ă?Ă&#x2C6;Ă&#x201C; Â&#x2DC;Ă&#x;ĂĄĂ&#x160;w Ă?Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x2039; vÂ&#x201E;Ă&#x2039;Â&#x2021;Ă&#x2030;Ă&#x2C6;Ă&#x152; Â&#x201D;Ă&#x2C6;Ă&#x201C;Ă&#x2026;Ă&#x2039;Ă&#x201D;Ă&#x2039;Ă&#x160;w Ă&#x201A;Ă&#x2026;Ă&#x2039;Ă&#x17D;Ă&#x192;Ă&#x201D;Ă&#x; Ă&#x2C6;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2026;Ă&#x2C6;Ă?Ă?Ă&#x17E;Ă? Ă&#x2039; Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă&#x2020;Ă&#x2039;Ă&#x161;Ă?Ă&#x17E;Ă? Ă&#x2019;Ă&#x201C;Ă&#x2018;Ă&#x2122;Ă&#x2C6;Ă&#x201D;Ă&#x201D;Ă&#x2018;Ă? Ă&#x2019;Ă&#x2018; Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x201D;Ă&#x203A;Ă&#x2039;Ă&#x201C;Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2039;ĂĄ Ă&#x201D;Ă&#x2014;Ă&#x2C6;Ă&#x201C; Ă&#x2021;Ă&#x2C6;Ă&#x201A;Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă&#x17D;Ă&#x;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2039; Ă?Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x2039; vÂ&#x201E;Ă&#x2C6;Ă&#x152;Ă?Ă&#x2C6;Ă&#x201C; Â&#x2DC;Ă&#x;ĂĄĂ&#x160;w Ă?Ă&#x192; Ă?Ă&#x2039;Ă&#x201C;Ă&#x2018;Ă&#x2026;Ă&#x2018;Ă? Ă&#x201C;Ă&#x17E;Ă?Ă?Ă&#x2C6; Ă?Ă&#x2C6;Ă&#x2014;Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă&#x201D;Ă&#x2C6;Ă&#x201C;Ă&#x2026;Ă&#x2039;Ă&#x201D;Ă?Ă&#x17E;Ă&#x2DC; Ă&#x2013;Ă&#x201D;Ă&#x17D;Ă&#x2013;Ă&#x2020; Â&#x2022;Ă&#x2C6;Ă&#x2019;Ă&#x2C6;Ă&#x201C;Ă&#x; Ă?Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x201A; vÂ&#x201E;Ă&#x2C6;Ă&#x152;Ă?Ă&#x2C6;Ă&#x201C; Â&#x2DC;Ă&#x;ĂĄĂ&#x160;w Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x201D;Ă&#x203A;Ă&#x2039;Ă&#x201C;Ă&#x201A;Ă&#x2C6;Ă&#x2022; Ă&#x201D;Ă&#x2019;Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2022;Ă&#x201C; FĂ&#x2026;Ă&#x2018;Ă&#x2039;Ă&#x2DC; Ă&#x2026;Ă&#x2018;Ă&#x160;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x2030;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă&#x152; Ă&#x2022;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă?Ă&#x2039; Ă?Ă&#x192;Ă&#x2019;Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x2026;Ă&#x17D;Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x201A;Ă?Ă&#x2039; Ă&#x2021;Ă&#x2C6;Ă&#x201A;Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă&#x17D;Ă&#x;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2039; Ă?Ă&#x192;Ă? Ă&#x201E;Ă&#x2018;Ă&#x201C;Ă&#x;Ă&#x201E;Ă&#x192; Ă&#x201D; Ă&#x2026;Ă&#x17E;Ă&#x201E;Ă&#x201C;Ă&#x2018;Ă&#x201D;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039; Ă&#x2039; Ă&#x192;Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă&#x201C;Ă&#x2039;Ă&#x201A;Ă?Ă&#x2039; Ă&#x2020;Ă&#x2039;Ă&#x2021;Ă&#x201C;Ă&#x2018;Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x160;Ă&#x201C;Ă&#x17E;Ă&#x2026; Ă&#x2019;Ă&#x17D;Ă&#x192;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x192; Ă?Ă&#x2039;Ă&#x201D;Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă&#x2022;Ă?Ă&#x17E;Ă&#x2C6; Ă&#x2018;Ă&#x201E;Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x201E;Ă&#x2018;Ă&#x2022;Ă?Ă&#x2039; Ă&#x2122;Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2022;Ă&#x192;Ă&#x2030;Ă&#x2039; Ă&#x201E;Ă&#x2018;Ă&#x201C;Ă&#x;Ă&#x201E;Ă&#x192; Ă&#x201D; Ă&#x2026;Ă&#x17E;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x201D;Ă&#x2018;Ă? Ă&#x2019;Ă&#x2C6;Ă&#x201D;Ă?Ă&#x192; Ă&#x2039;Ă&#x160; Ă&#x2019;Ă&#x17D;Ă&#x192;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x192; Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x2C6;Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x2122;Ă&#x2039;Ă&#x2039; Ă&#x201D; Â&#x2020;Â?Â?Â&#x2022; Ă&#x192;Ă&#x160;Ă&#x2018;Ă&#x2022;Ă&#x2018;Ă? Ă&#x2014;Ă&#x2039;Ă&#x17D;Ă&#x;Ă&#x2022;Ă&#x201C;Ă&#x2018;Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x2C6; Ă&#x2030;Ă&#x2039;Ă&#x2021;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă&#x152; Ă&#x160;Ă&#x192;Ă?Ă&#x192;Ă?Ă&#x161;Ă&#x2039;Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x201A; Ă?Ă&#x2018;Ă&#x2026;Ă&#x17E;Ă&#x2DC; Ă&#x2039; Ă&#x201D;Ă&#x2013;Ă&#x153;Ă&#x2C6;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2026;Ă&#x2013;ĂĄĂ&#x153;Ă&#x2039;Ă&#x2DC; Ă?Ă&#x2C6;Ă&#x2014;Ă&#x2022;Ă&#x201A;Ă?Ă&#x17E;Ă&#x2DC; Ă&#x2039; Ă&#x2020;Ă&#x192;Ă&#x160;Ă&#x2018;Ă&#x2026;Ă&#x17E;Ă&#x2DC; Ă&#x201D;Ă?Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă&#x2030;Ă&#x2039;Ă? Ă&#x201C;Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2022;Ă?Ă&#x17E;Ă&#x2C6; Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x201E;Ă&#x2018;Ă&#x2022;Ă&#x17E; Ă?Ă&#x192; Ă Ă?Ă&#x201D;Ă&#x2019;Ă&#x17D;Ă&#x2013;Ă&#x192;Ă&#x2022;Ă&#x192;Ă&#x2122;Ă&#x2039;Ă&#x2018;Ă?Ă?Ă&#x2018;Ă? Ă&#x2014;Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2021;Ă&#x2C6; Ă&#x201D;Ă?Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă&#x2030;Ă&#x2039;Ă? Ă&#x2039; Ă&#x2021;Ă&#x201C; Â&#x2013;Ă&#x161;Ă&#x2039;Ă&#x2022;Ă&#x17E;Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă&#x201A; Ă&#x2018;Ă&#x2020;Ă&#x201C;Ă&#x2018;Ă?Ă?Ă&#x17E;Ă&#x152; Ă?Ă&#x2C6;Ă&#x2030;Ă&#x2021;Ă&#x2013;Ă?Ă&#x192;Ă&#x201C;Ă&#x2018;Ă&#x2021;Ă?Ă&#x17E;Ă&#x152; Ă&#x2018;Ă&#x2019;Ă&#x17E;Ă&#x2022; Ă?Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x2039; vÂ&#x201E;Ă&#x2039;Â&#x2021;Ă&#x2030;Ă&#x2C6;Ă&#x152; Â&#x201D;Ă&#x2C6;Ă&#x201C;Ă&#x2026;Ă&#x2039;Ă&#x201D;Ă&#x2039;Ă&#x160;w Ă&#x2026; Ă&#x2018;Ă&#x201E;Ă&#x17D;Ă&#x192;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2039; Ă&#x2039;Ă?Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x201D;Ă&#x2039;Ă&#x2014;Ă&#x2039;Ă?Ă&#x192;Ă&#x2122;Ă&#x2039;Ă&#x2039; Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x201E;Ă&#x2018;Ă&#x2022;Ă&#x17E; Ă&#x201D;Ă?Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă&#x2030;Ă&#x2039;Ă? Ă&#x2013; Ă?Ă&#x2018;Ă?Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x2039; vÂ&#x201E;Ă&#x2C6;Ă&#x152;Ă?Ă&#x2C6;Ă&#x201C; Â&#x2DC;Ă&#x;ĂĄĂ&#x160;w Ă&#x2019;Ă&#x2018;Ă&#x201A;Ă&#x2026;Ă&#x17D;Ă&#x201A;ĂĄĂ&#x2022;Ă&#x201D;Ă&#x201A; Ă&#x2018;Ă&#x2020;Ă&#x201C;Ă&#x2018;Ă?Ă?Ă&#x17E;Ă&#x2C6; Ă&#x2026;Ă&#x2018;Ă&#x160;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x2030;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2039; Ă&#x2019;Ă&#x201C;Ă&#x2039;Ă?Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x201A; Ă?Ă&#x2018;Ă&#x2026;Ă&#x2C6;Ă&#x152;Ă&#x203A;Ă&#x2039;Ă&#x2DC; Ă&#x160;Ă&#x192;Ă&#x2019;Ă&#x192;Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă?Ă&#x2022;Ă&#x2018;Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă?Ă?Ă&#x17E;Ă&#x2DC; Ă&#x2022;Ă&#x2C6;Ă&#x2DC;Ă?Ă&#x2018;Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă&#x2020;Ă&#x2039;Ă&#x161;Ă&#x2C6;Ă&#x201D;Ă?Ă&#x2039;Ă&#x2DC; Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x160;Ă&#x201C;Ă&#x192;Ă&#x201E;Ă&#x2018;Ă&#x2022;Ă&#x2018;Ă? Ă&#x161;Ă&#x2022;Ă&#x2018; Ă&#x2019;Ă&#x2018;Ă&#x160;Ă&#x2026;Ă&#x2018;Ă&#x17D;Ă&#x201A;Ă&#x2C6;Ă&#x2022; Ă&#x201C;Ă&#x2C6;Ă&#x203A;Ă&#x192;Ă&#x2022;Ă&#x; Ă&#x201D;Ă&#x192;Ă?Ă&#x17E;Ă&#x2C6; Ă&#x201D;Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă&#x2030;Ă?Ă&#x17E;Ă&#x2C6; Ă&#x160;Ă&#x192;Ă&#x2021;Ă&#x192;Ă&#x161;Ă&#x2039; Ă&#x201D;Ă&#x2022;Ă&#x2018;Ă&#x201A;Ă&#x153;Ă&#x2039;Ă&#x2C6; Ă&#x2019;Ă&#x2C6;Ă&#x201C;Ă&#x2C6;Ă&#x2021; Ă?Ă&#x192;Ă&#x203A;Ă&#x2039;Ă?Ă&#x2039; Ă&#x160;Ă&#x192;Ă?Ă&#x192;Ă&#x160;Ă&#x161;Ă&#x2039;Ă?Ă&#x192;Ă?Ă&#x2039;

www.bakerhughes.com

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН проходит полевые испытания. » Широкое применение нашли ферментные брейкеры для условий высоких температур и давлений. » Безполимерная система жидкости ГРП - AquaStarТМ (на основе поверхностно-активных веществ) была доставлена в страну и планируется для проведения полевых испытаний. Кевин Маллен: Как одна из основных наших ценностей, технологии имеют особенную важность в «Шлюмберже». Мы очень гордимся своими специалистами и ежегодным финансированием в исследования. В России, на различных этапах в течение 6 лет, мы внедрили несколько технологий гидроразрыва, включая FiberFRAC*, пенные жидкости ГРП и AbrasiFRAC*; где основное внимание уделяется геометрии ГРП и эффективности эксплуатации скважин. В последующие несколько лет, по мере повышения популярности многоступенчатого ГРП в горизонтальных стволах скважин, технология StageFRAC* найдет более широкое применение на рынке. Но, самое интересное впереди – мы очень ждем скорого появления новой революционной технологии! Этой осенью ждите выхода HiWAY*! Кувшинов Игорь: Ряд технологий точной интенсификации притока (Pin-Point Stimulation) компании Halliburton, используемых для многоступенчатого ГРП объединяют хорошо известные технологии, такие как гидропескоструйное перфорирование, ГРП и гибкие НКТ для достижения точного расположения трещин с помощью технологий полного ГРП, значительно сокращающих время строительства скважин. Некоторые из данных технологий (CobraMax, Surgifrac и DeltaStim Completion) используются в российском нефтепромысле с 2004 года. Водяной ГРП используется в качестве одной из эффективных технологий распределения расклинивающего наполнителя, которая еще не была внедрена в России. Для долгосрочной проницаемости и уменьшения феномена диагенеза пропанта внедряются технологии Conductivity Endurance и Monoprop. Насколько широко в России проводятся работы по многоступенчатому гидроразрыву необсаженных скважин? Майкл Талисси: Хотя эти методы все еще на стадиях развития в России в настоящее время, применение технологии многоступенчатого ГРП необсаженных скважин, конечно же, будет набирать обороты по мере увеличения горизонтальной длины скважин и сокращения средней проницаемости пластов. В таких случаях, экономические преимущества горизонтальных скважин относительно традиционного вертикального оснащения скважин будут повышены на основании

72 ROGTEC

significant interest in the technique of late. Several operating companies are just beginning to trial multi-stage fracturing, and I suspect that others are eager to follow. The trick behind this technique is to effectively segment off the horizontal section to allow for control over the fracture initiation point. Current completion strategy in Russia (commonly slotted liners) does not allow for control over frac placement. So in order for multi-stage fracturing to take off, completion designs will need to be altered significantly. Igor Kuvshinov: The application of open hole multi stage frac operations are still in their infancy in Russia. However there is a growing interest among the major producers to open hole multi stage frac technology. You could reflect that the reason for this is that growing demand is making low permeability assets profitable. Several of the above mentioned technologies have been trialed and accepted for wider implementation. Post frac analysis can readily identify whether the frac job has been a success. What is the level of uptake of post analysis in the region? (What would need to change in order to improve this?) Michael Tulissi: Post frac analysis is performed to evaluate a treatment and help design the next one. It refers to the analysis of the fracture treating pressure and the obtained production rate, and are both performed routinely. However, this method can be unreliable as the results are not unique. More accurate analyses, such as flow and build up or pressure transient analysis, are performed quite infrequently. These latter tests are time consuming and require an interruption of the wells production, making them less desirable. To improve broad acceptance of post frac analysis, a desire to design, execute and evaluate fracturing treatments in a holistic way rather than as independent processes is required. Andrey Smarovozov: One of the objective factors of a successful frac operation is a post-frac production and its match with the designed pos-frac production rate. Although all the largest Operators in Russia conduct post-frac analysis (and in some special cases it’s actually a must) the extent of post fracture analysis could have and should have been larger. Further more, to improve and optimize a frac job a data frac is conducted prior to the main frac treatment with post data frac analysis on location followed by the main frac schedule adjustment. Kevin Mullen: It is Schlumberger’s policy here in Russia to make an individual post-frac analysis on 100% of wells in which we perform a propped fracturing treatment. We do net pressure matching to validate the fracture geometry which we’ve created, and together with the pre-treatment calibration test data, we’re able to improve upon our fluid and rock modeling in subsequent job designs. Pressure matching does provide a reasonably good assessment of actual fracture geometry, but the accuracy can be improved through analysis of either bottom-hole pressure www.rogtecmagazine.com

WELL STIMULATION технологии. Компания «Trican» имеет богатый опыт по многоступенчатому ГРП необсаженных скважин и готова расширять свою деятельность в этой области во всех географических регионах. Андрей Смаровозов: Несколько известных технологий по многоступенчатому гидроразрыву необсаженных скважин испытывались промышленно. Эти технологии в той или иной степени схожи и представлены, в частности у BJS технологией DirectStimТМ, у Baker Hughes - FracPointТМ. Кевин Маллен: На настоящий момент этому методу оснащения скважин еще предстоит пустить сильные корни в России, хотя уже в последнее время появился значительный интерес к этой технологии. Несколько компаний-разработчиков только что начинают пробовать технологию многоступенчатого ГРП, и я подозреваю, что есть компании, которые уже готовы следовать этому примеру. Характерной особенностью этой технологии является оригинальное решение по эффективному отделению горизонтального сегмента секции, чтобы иметь контроль над точкой инициирования гидроразрыва пласта. Методы, используемые в России в настоящее время по оснащению скважин (обычно хвостовик с щелевидными отверстиями) не позволяют контролировать расположение гидроразрыва. Поэтому, чтобы перейти к многоступенчатому гидроразрыву, необходимо провести серьезные зменения в конструктивной схеме оснащения скважин. Кувшинов Игорь: Применение работ по многоступенчатому ГРП необсаженных скважин в России до сих пор находится на начальной стадии. Однако интерес к технологии многоступенчатого ГРП необсаженных скважин среди крупных нефтепромышленных компаний растет. Можно предположить, что причиной этому служит то, что растущий спрос обусловливает прибыльность ресурсов с низкой проницаемостью. Несколько из вышеупомянутых технологий были опробованы и приняты для широкого применения. На основании геофизических исследований, проведенных после гидроразрыва пласта, можно свободно определить успешность выполнения работ по гидроразрыву. Насколько широко освоено использование и понимание таких исследований в регионе? (Что следует изменить для улучшения этого направления?) Майкл Талисси: Геофизические исследования после ГРП выполняются с целью оценки ГРП и сбора информации для усовершенствования процесса проведения последующего ГРП. К такой информации относятся параметры давления обработки разрыва и полученного дебита скважины, анализы по которым www.rogtecmagazine.com

data or by direct measurement of fracture height using our SonFracMap* service. Igor Kuvshinov: Post frac analysis in Russia is not yet receiving sufficient attention yet. Despite of significant advances in region in achieving understanding of fracture geometry the improvement is needed. That is especially true for those companies who decide to make step change in understanding fracture geometry for purposes of generating efficient oilfield-wide reservoir fracture assisted drainage system, with the aim of maximizing hydrocarbon production. With the above target in mind, it is very important to utilize the best available modeling practices to identify the response of the rocks and resulting geometry at an early stage of field development. The pressure matching approach that is currently used alone is not sufficient for throughout analysis. Pre-treatment specialized diagnostic pumping and microseizmic fracture mapping are well recognized techniques, and are mandatory for correct fracture geometry analysis. The long-term performance of fractures should be much easier to forecast when analysis is completed utilizing above data. Waterfracturing is not being fully implemented in Russia as yet. As the region develops it’s shale gas reserves do you think this technology will be utlised in the region? What benefits will it bring over the current solutions? Michael Tulissi: Waterfracturing is a low cost, virtually non-damaging method of fracturing wells where only low fracture conductivity is required. In the Russian region, few reservoirs are currently being developed with permeability that is low enough to benefit from waterfracturing. We expect that as very low permeability shale reservoirs begin to be exploited, this technology will become better utilized. Andrey Smarovozov: That is correct, since CBM or tight gas formations are not being developed in Russia, slick water fracturing or fracturing with Light Weight Proppants application are not used in Russia for now. The benefits these technologies could bring would be minimized fracture surface damage with maximal reservoir fluids reserves being evolved into production. That means conventional type of fractures opening hydraulically additional reservoir areas at longer distances from wellbore with minimal residual formation damage. Kevin Mullen: Different reservoirs require different characteristics for their hydraulic propped fracture. The shape and size of any propped frac is exclusively dependant on the fluid and rock properties of the reservoir. For the low-mid permeability oil formations typically targeted today, the current techniques are preferable. If exploiting shale reserves become prevalent, then high-rate water fracturing might also become more popular in Russia. But the main question that any operator and service company needs to first ask themselves before deciding is “what

ROGTEC 73

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН проводятся в рабочем порядке постоянно. Однако, этот метод может оказаться ненадежным, так как результаты не однозначны. Более точные анализы, такие как анализ потока и возрастание давления или метод кривых восстановления давления, проводятся довольно редко. Последние анализы занимают много времени и требуют остановки работы скважины, что не делает их привлекательными для операторов. Чтобы повысить широкую приемлемость геофизических исследований скважин после ГРП, необходимо желание проектировать, проводить и оценивать операции ГРП во всеобъемлющих масштабах, а не отдельным независимым процессом. Андрей Смаровозов: Одним из объективных факторов успешности проведенного ГРП является дебит скважины после ГРП и соответствие его расчетным параметрам и хотя все крупные операторы в России проводят геофизические исследования после ГРП в большей или меньшей степени (на самом деле проведение таких исследований является даже обязательным для определенных условий), хотелось бы видеть большего распространения подобного рода исследований. Кроме того, с целью улучшения и оптимизации работ по ГРП вначале проводится Data Frac (информационный ГРП малого объема для получения данных о пласте), после чего проводится его анализ (на месте) и, только после этого, происходит согласование графика проведения работ основного ГРП. Кевин Маллен: Здесь в России в «Шлюмберже» проведение оценки геометрии трещины после ГРП является обязательной процедурой на 100% скважин. Мы проводим подбор полезного давления для подтверждения правильности геометрии созданного гидроразрыва, и на основании данных калибровочного испытания предварительной обработки мы имеем возможность усовершенствовать моделирование жидкости и породы в наших последующих проектных работах. Подбор давления действительно предоставляет достаточно хорошую оценку фактической геометрии гидроразрыва, а точность может быть повышена на основании анализа данных забойного давления или прямого замера высоты гидроразрыва, используя нашу услугу SonFracMap*. Кувшинов Игорь: Анализ по окончании выполнения работ по ГРП еще не получил достаточного внимания в России. Несмотря на значительное продвижение в понимании геометрии ГРП в регионе, необходимы дальнейшие улучшения. Это в особенности касается тех компаний, которые стремятся сделать большой шаг к пониманию геометрии ГРП в целях создания эффективной дренирующей системы на основе

74 ROGTEC

geometry can this technique provide, and how much does that directly affect the well’s production?” Igor Kuvshinov: Waterfracturing could definitely improve results in shale development in Russia. Some of the major benefits of this technology would be the distribution of propping agents and the use of low-damaging fluid. The benefits could be more visible for gas reservoirs, however oil reservoirs will see improved production as well. This is however true for any new technology introduced. Michael Tulissi International Technical Director – Fracturing, Trican Well Services Michael Tulissi is currently the International Technical Director for Fracturing Services with Trican Well Service. After graduating in 1994 from the University of Calgary, Canada with a degree in Chemical Engineering (with Distinction), Michael began work in the fracturing industry in Canada and held several operational and engineering positions before joining Trican Well Service in 1999. In 2004 he transferred to Russia with Trican (then Newco Well Service) as a fracturing technical specialist and worked in several locations in Kazakhstan and Russia until 2009 when he assumed his current role. Andrey Smarovozov Director, Pressure Pumping, Russia Caspian (Marketing and BD), Baker Hughes Sep-09 – till now: Director, Pressure Pumping, Russia overseas & strategic projects Sep-08 – Sep-09: Director, Business Development, Russian International Accounts Feb-08 – Sep-08: Director Business Development, BH Russia Apr-07 – Feb-08: Account Manager (Corporate) / SAM for Rosneft Educational background: Gubkin State University of Oil&Gas (Petroleum Engineering), 1995 Moscow State University of International Affairs (petroleum finance), 2005 Kevin Mullen Senior Production Stimulation Engineer for Schlumberger-Russia After graduating with a B.S. degree in chemical engineering from Worcester Polytechnic Institute (USA), he has spent the past 10 years in the oilfield industry, all with Schlumberger. He began with 2 years of field work in south Texas (USA), performing hydraulic fracture treatments on High-Temperature / High-Pressure gas wells. Since then, Kevin has spent the past 8 years in Russia working on a wide variety of reservoirs and well types, where he specializes in proppant fracturing and matrix acidizing. He has held numerous positions as www.rogtecmagazine.com

WELL STIMULATION скважин с ГРП для всей территории месторождения, направленной на максимизацию извлечения углеводородов. Для достижения вышеуказанной цели очень важно использовать наиболее продвинутые из имеющихся технологий моделирования для определения реакции пород и последующей геометрии трещин ещё на ранней стадии разработки месторождения. Используемый в настоящее время метод моделирования по давлению обработки сам по себе не является достаточным для полного анализа. Специализированная диагностическая закачка, осуществляемая в рамках предварительной обработки, и микросейсмическое районирование ГРП являются широко признанными методами, необходимыми для точного анализа геометрии ГРП. Прогнозирование долгосрочной отдачи трещин ГРП будет наиболее точным при использовании вышеуказанных данных. Метод ГРП с использованием воды пока еще не нашел широкое применение в России. Думаете ли Вы, что эта технология найдет применение в регионе по мере расширения разработок с пластами сланцевых газов? Какие преимущества эта технология имеет по сравнению с решениями, используемыми в настоящее время? Майкл Талисси: Метод гидравлического разрыва пласта с использованием воды не требует больших затрат и практически исключает повреждение пласта, где требуется только низкая проницаемость разлома. В настоящее время в России разрабатываются несколько нефтяных коллекторов с проницаемостью, которая достаточна низка, чтобы там можно было выгодно использовать ГРП с применением воды. Мы предполагаем, что по мере увеличения разработок глинистых низкопроницаемых коллекторов, эта технология будет находить все большее применение. Андрей Смаровозов: Вы правы, так как в России не ведутся разработки угольного метана и газа в плотных породах, ГРП на основе базового геля или ГРП с применением расклинивающего агента низкой плотности (проппанта), на настоящий момент в России не используются. Преимущества, предлагаемые этими технологиями, заключаются в сведении до минимума повреждения поверхности трещины при максимальном увеличении дебита продуктивного пласта. Это означает, проведение традиционных видов ГРП с гидравлическим открытием дополнительных объемов пласта на более удаленном расстоянии от ствола скважины при минимальном остаточном повреждении пласта.

his career has advanced in complexity and job scope covering progressively larger territories, including District Technical Engineer (Khanty-Mansiysk, Nizhnevartovsk), Geo-Market Technical Engineer (South-Russia), and Area Production Stimulation Engineer (Russia). Kevin’s current job focus is on field-based production evaluation and optimization projects. Igor Kuvshinov Senior Technical Leader, Halliburton Company After graduating Novosibirsk State University in 1993 he worked in the areas of Production Engineering and Workover Operations. In 1997 he joined Halliburton Russia as Stimulation Field Engineer. For two years (2005 – 2007) he worked in Denver, USA in the Halliburton Asset Team (Rocky Mountains area) dealing with Stimulation and Well Intervention operations in Unconventional reservoirs. Currently Igor is leading New Technology Group in the Production Enhancement department of Halliburton International Inc, dealing with Production Enhancement and Well intervention aspects of oil and gas field service operations, including Stimulation, Sand Control, Fluid Conformance and Production Optimization.

пластовой жидкости и породы. Для нефтяных пластов с низким и средним коэффициентом проницаемости предпочитаются технологии, используемые в настоящее время. Если запасы глинистых пород станут широко доступными, то ГРП с использованием воды и высоких скоростей закачки могут также приобрести большую популярность в России. Однако, основной вопрос, который должен себе задать в первую очередь каждая нефтяная и каждая сервисная компания перед принятием решения - это «какую геометрию может обеспечить эта технология, и как это скажется на дебите скважины?». Кувшинов Игорь: Метод ГРП с использованием воды, несомненно, может повысить отдачу при разработке глинистых сланцев в России. Некоторыми из главных преимуществ данной технологии являются распределение расклинивающих наполнителей и использование состава ГРП, вызывающего незначительные повреждения проводимости. Преимущества становятся еще более очевидными в случае с газовыми месторождениями, хотя добыча нефтяных месторождений также повышается.

Кевин Маллен: Различным пластам требуются различные параметры трещин при гидравлическом разрыве. Форма и размер трещины гидроразрыва, заполненной проппантом, будет зависеть от свойств www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 75

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН Майкл Талисси Технический директор Международного отдела компании «Trican Well Service» В настоящее время Майкл Талисси является Техническим директором Международного отдела компании «Trican Well Service», предоставляющего услуги ГРП. После окончания с отличием химикотехнологического факультета Университета в Калгари, Канаде в 1994 году, Майкл начал работать в отрасли ГРП в Канаде, где занимал различные должности по эксплуатации и проектированию технологического оборудования, прежде чем в 1999 году начал работать в «Trican Well Service». В 2004 году он перевелся работать в «Trican» в России (в то время это была компания «Newco Well Service») в качестве технического специалиста ГРП и проработал на нескольких площадках в Казахстане и России до 2009 года, где и принял на себя обязательства по своей текущей должности. Андрей Смаровозов Директор направления Pressure Pumping в России и Каспийском регионе (Маркетинг и развитие бизнеса), Baker Hughes В настоящее время работает в компании Baker Hughes (три с половиной года): Сен -09 – до настоящего времени: Директор, насосное оборудование, работающее под давлением, Россия за рубежом и стратегические проекты Сен-08 – Сен-09: Директор, Коммерческое развитие, Российские международные счета Фев-08 – Сен -08: Директор коммерческого развития, BH-Россия Апр-07 – Фев-08: Руководитель группы по работе с корпоративными клиентами / Старший руководитель группы по работе с клиентами «РОСНЕФТи» Образование: Губкинский государственный университет нефти и газа (промысловый факультет), 1995 год Московский государственный университет международных отношений (МГИМО, финансы нефтяной промышленности), 2005 год Кевин Маллен Старший инженер по интенсификации производства в компании «Шлюмберже» в России В настоящее время Кевин занимает пост Старшего инженера по интенсификации производства в компании «Шлюмберже» в России. После окончания химикотехнологического факультета Вустерского

76 ROGTEC

политехнического института в США и получения степени Бакалавра наук, он провел последние 10 лет в нефтедобывающей промышленности, в компании «Шлюмберже». Он начал свою карьеру проработав 2 года на нефтяных промыслах на юге Техаса (США), выполняя операции по гидравлическому разрыву пласта на газовых скважинах высокой температуры и высокого давления. После этого, Кевин провел 8 лет в России, работая на месторождениях и скважинах всевозможного типа, где специализировался на гидроразрывах пласта с проппантом и структурной кислотной обработке. За годы своей работы он занимал множество постов, постоянно повышая квалификацию по мере усложнения тветственности и увеличения объема работ и территорий, включая должность ответственного Технического инженера района (Ханты-Мансийск, Нижневартовск), Технического инженера «Гео-Маркет» (юг России) и Главного инженера по интенсификации производства (Россия). Основное направление работы Кевина в настоящее время – оценка промыслового производства и проекты оптимизации.

Кувшинов Игорь Главный технический руководитель компании Halliburton Главный технический руководитель компании Halliburton. После окончания Новосибирского государственного университета в 1993 году работал в области технологии производства и операций по увеличению экономической эффективности скважин. В 1997 году он пришел в российское представительство компании Halliburton в качестве инженера по эксплуатации в области повышения продуктивности. На протяжении двух лет (2005-2007 гг.) он работал в Денвере, США, в Halliburton Asset Team (район Скалистых гор), занимаясь интенсификацией притока и ГТМ на нетрадиционных месторождениях. В настоящее время Игорь руководит группой, занимающейся новыми технологиями в рамках Отдела увеличения добычи компании Halliburton International Inc по вопросам увеличения добычи и ГТМ, и работе по обслуживанию месторождений нефти и газа, включая стимулирование, борьбу с песком, соответствие жидкостей техническим требованиям и оптимизацию добычи.

www.rogtecmagazine.com

WELL STIMULATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 77

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН

Уменьшение трения при стимулировании выхода газа в плотных породах

Friction Reduction in Tight Gas Stimulation Майк Хурд – Руководитель подразделения по применению технических средств, компания Kemira, добыча нефти и разработка месторождений

лобальное использование природного газа как эффективной альтернативы нефти и другому жидкому топливу растет. Добыча сланцевого газа из малопроводимых пластов также растет для удовлетворения высокого спроса, а соответствующая технология и химия стимулирования развиваются быстрыми темпами. Необходимо интенсивное стимулирование этих скважин, и значительной частью данного процесса является химия, используемая специально для уменьшения трения. Эффективность гидравлического разрыва пласта или кислотной обработки напрямую связана с работой понизителя трения (ПТ) на площадке, и поразительно огромный диапазон составляющих элементов этой работы может влиять на ее показатели. В данной статье будут рассмотрены основные факторы, относящиеся к химическим процессам, которые оказывают влияние на работу ПТ, особенно при выполнении работ с использованием типа разрыва, при котором применяется реагент на водной основе для снижения

78 ROGTEC

Mike Hurd – Technical Applications Manager, Kemira Oil & Mining

lobal natural gas use is increasing as an efficient environmental alternative to oil and other liquid fuels. Production of tight shale gas formations is also growing to meet that demand and the related stimulation technology and chemistry required is developing quickly too. Heavy stimulation of these wells is needed and a significant part of that process is the chemistry used specifically for friction reduction. The efficiency of a hydraulic fracturing (frac) or acid job is directly related to the performance of the friction reducer (FR) on location and a surprising number of elements can affect that performance. The following article will review the major chemically related contributors to FR performance principally in ‘slick water’ type frac work where limited sand transport capacity is required. It concerns performance at the wellhead both during the treatment and where lasting effects can be seen. Viscosity and Reynolds Viscosity is actually the driving force behind friction reduction and molecular weight is the principle factor in the generation of viscosity. While there are some other www.rogtecmagazine.com

WELL STIMULATION поверхностного натяжения и требуется ограниченная пропускная способность песчаника. Это связано с производительностью в устьевом отверстии скважины как во время, так и после очистки.

factors involved, in general, whatever affects molecular weight effects friction reduction in the same way. Reynolds Number is one measure of this phenomenon since turbulent flow generates the highest friction in a flowing system. In a simplified Reynolds Number formula, R = DρV/μ, viscosity in the denominator has a great effect on the resulting degree of turbulence and therefore on the friction seen in the pipe. That said, calculations at the desk are one thing, but there are so many great, new products coming out that could become the components for a new frac fluid that some lab testing should be done. Viscosity data is good as interactions will show up there. Flow loop data through a fixed system though is the best, as it measures more closely the actual field events. There is debate on which setup is better, but there is no debate that loop data is better than anything else.

Вязкость и число Рейнольдса Вязкость фактически является движущей силой уменьшения трения, а молекулярная масса является принципиальным фактором образования вязкости. Несмотря на то, что другие факторы также имеют значение, в основном все, что оказывает влияние на молекулярную массу, таким же образом влияет на снижение трения. Число Рейнольдса является одним критерием данного феномена, т.к. турбулентный поток создает наибольшее трение в системе регулирования потока. В упрощенной формуле числа Рейнольдса, R = DρV/μ, вязкость в знаменателе Polymers оказывает большое влияние на получаемую степень The two chemistries normally used as friction reducers турбулентности и, следовательно, на трение в трубе. are guar (usually hydroxypropyl guar – HPG) and При этом расчеты, сделанные за столом – это одно, polyacrylamide (PAM) polymers. Variations and grades exist но в настоящее время появляется так много различных for both of these products that will modify performance интересных и новых продуктов, которые могут стать somewhat, but improvement usually comes with a price. компонентами новой жидкости разрыва, что необходимо Since typical dosages range проведение лабораторных between 250-750 ppm (or Существуют споры о том, испытаний. Данные по вязкости 0.25-0.75 gpt) with thousands являются полезными, т.к. по ним какая компоновка лучше, но то, of cubic meters of fluid being можно судить о взаимодействиях. что данные гидравлического pumped, more expensive Однако, наилучшими являются испытательного стенда options add cost to the данные, полученные через замкнутого типа являются самыми treatments very quickly. Each стационарную систему объективными – это бесспорно. of these polymers also has a гидравлического испытательного couple physical forms that are стенда замкнутого типа, т.к. There is debate on which setup is often dependent on the freight они наиболее точно отражают better, but there is no debate that loop from the manufacturing point события в реальных полевых data is better than anything else or warehouse to the treatment условиях. Существуют споры о location. Lower solids liquid том, какая компоновка лучше, но or emulsion product is much easier to handle and use on то, что данные гидравлического испытательного стенда location, especially if the footprint of the location allows замкнутого типа являются самыми объективными – это for the inventory. Dry products are less costly in freight to бесспорно. location and may be the only option for platform inventory, Полимеры but command additional equipment to put them in solution Гуар (обычно гидроксипропил гуар – ГПП) и for use in the frac fluids. полиакриламид (ПАМ) являются двумя химическими составами, обычно используемыми в качестве Hot, Cold, and Salty понизителей трения. Для обоих этих продуктов Similar products are already used in other areas of the существуют различные вариации и классы, которые oilfield and some of these characteristics may already в некоторой степени влияют на производительность, be familiar there. Water salinity and well temperature are но улучшение обычно достигается за счет стоимости. commonly cited as the biggest culprit to performance from Так как типичные дозировки колеблются в пределах typical polymers used elsewhere in the oilfields. There are 250-750 ppm (или 0,25-0,75 г/т) при закачивании two big temperature concerns here with hot AND cold тысяч кубических метров жидкости, более дорогие water. Cold make-up or surface water causes a delay in опции очень быстро увеличивают стоимость очистки. putting the polymers in solution. ‘Time to solution’ can be a Каждый из этих полимеров также имеет пару critical factor since water at a temperature <5°C can require физических форм, которые зачастую зависят от twice the time to put emulsions, dispersions, slurries, or перевозки с места производства или склада до места powders into a pumpable solution, than they would at очистки. На площадке намного легче использовать 25°. Liquids can invert or dilute relatively quickly, but cold жидкость с меньшим количеством твердых частиц water delays that reaction and hydration, often by several или эмульсионный продукт, особенно если площадка minutes for each step. Yet both of these must occur for www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН позволяет иметь товарные запасы. Сухие продукты менее дорогие для перевозки до площадки и могут являться единственной опцией обеспечения товарных запасов платформы, но при этом требуют дополнительного оборудования для создания раствора, используемого в жидкостях разрыва. Горячий, холодный и соленый Похожие продукты уже используются на других месторождениях, и некоторые из данных характеристик могут быть знакомы. Минерализация воды и температура скважины зачастую указываются как основные причины плохой производительности с использованием типичных полимеров, применяемых на других месторождениях. Существует две проблемы, связанные с температурой как в отношении горячей, так и в отношении холодной воды. Холодная структура или наземная вода задерживает создание раствора с полимерами. Время на создание раствора может быть критическим фактором, т.к. при температуре воды <5°C может потребоваться в два раза больше времени на создание раствора из эмульсий, дисперсий, суспензий или порошков, поддающегося перекачиванию, чем при температуре 25°. Жидкости могут инвертироваться или разбавляться достаточно быстро, но холодная вода замедляет эту реакцию и гидратацию зачастую на несколько минут для каждого этапа, и все же каждый этап должен быть завершен для того, чтобы полимеры достигли полной вязкости в очень холодной воде. Если для прокачиваемой жидкости достижение дна занимает только 20 минут, то каждая минута задержки в скважине уменьшает преимущество полимера как понизителя трения. Так как теплая вода или метод ее получения не всегда являются доступными, эмульсионные или жидкие полимеры, специально разработанные для инвертирования холодной воды, могут компенсировать любую дополнительную стоимость продукта путем снижения необходимости дополнительного оборудования на площадке с целью компенсации потерь производительности, таких как более высокая мощность, а также для снижения времени задержек на гидратацию в виде дополнительных смесительных установок и хранилищ. Сухие полимеры имеют такую же проблему гидратации, как и эмульсии в холодной воде, т.к. гидратация в данном случае также происходит с задержкой, но последствия при этом могут быть более тяжелыми. Время, затраченное на гидратацию, значительно дольше для сухих веществ, нежели для жидкостей или эмульсий, особенно в соленых водах. Негидратированные частицы сухого полимера могут застрять в стволе скважины и помешать закачиванию во

80 ROGTEC

the polymers to reach full viscosity in very cold water. If it only takes 20 minutes for the pumped fluid to reach bottom then every minute delayed in the hole reduces the benefit of the polymer as a friction reducer. Since warmer water or a method to produce it isn’t always available, emulsion or liquid polymers specifically designed for cold water inversion can offset any additional product cost by reducing the need for additional equipment on location to compensate for the loss in performance. Such as higher horsepower, or to work around the delay for hydration in the form of additional blenders and storage. Dry polymers have the same hydration problem as emulsions in cold weather since hydration is also delayed here, but the consequences can be more dire. The timeline for hydration is considerably longer for dries than for liquids and emulsions, especially in salty waters. Un-hydrated particles of a dry polymer can lodge in the wellbore and plug off injection during the treatment, remaining even after flowback as formation damage. Various grades of polymer can have different particle sizes and that can also impact the hydration timeline. The larger the particle, the longer it takes to go into solution. Cheaper grades of polymers may also have higher insolubles in them which never go into solution regardless of temperature or salinity, but act the same as an un-hydrated particle of polymer in terms of formation damage. Finer grinds of higher quality dry products and better hydration techniques on location may be additional costs, but they are essential to treatment performance should the decision be made to use dry products. We need to go back and pick up the discussion of hot conditions, too. High bottom-hole temperatures can also cause significant problems and need to be addressed. There are realistic limits on both guar and PAM’s. Guar can handle up to 100-125°C in fresh water while PAM’s can perform well in the same range. The additional conditions of the fluids also matter. Salinity, hardness, and pH all become more critical as temperature goes up. Here is where some of the modified polymers work well and the added expense may well be worth the cost. AMP’s copolymers of PAM’s are resistant to both higher temperature and salinity effects while additives and crosslinkers in guar can also boost their performance under these conditions. There is continued debate on the significance of bottom-hole temperatures and most models suggest that the high rate of surface water injection will serve to cool the reservoir several degrees and protect the fluids being pumped to some extent. If the bottom-hole temperature (BHT) is within 25 degrees of the perceived limits of the polymer the injection rate, particularly with colder surface water in winter, will save you the cost of higher temperature products. If the BHT is beyond 50 degrees over the product limits you’ll definitely need to have a high temperature package and plan. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION время очистки, оставаясь даже после обратного As suggested above, salinity, defined by Total Dissolved притока в виде повреждения продуктивного Solids (TDS), plays an important role in the development пласта. Различные классы полимеров могут иметь of the polymer’s viscosity. Different elements that make различные размеры частиц, и это также может up the term ‘salinity’ have a different impact on the повлиять на время гидратации. Чем больше polymers themselves. Calcium limits the potential of both частица, тем больше времени ей требуется для types of polymer to fully hydrate and build viscosity. перехода в раствор. Более In careful lab observations of дешевые классы полимеров fresh water systems the effect Хорошая биоцидная программа также могут иметь больше can be seen on viscosity in для наземной воды важна нерастворимых примесей, as little as 50 ppm Ca. But независимо от типа используемого не переходящих в раствор performance effects in the полимера независимо от температуры field with all the other additives или минерализации, но in the system aren’t typically A good surface program is important действующих так же, как и seen until 100-400 ppm Ca regardless of the polymer you choose негидратированные частицы is reached. Soda ash can в отношении повреждения complex the Ca and reduce продуктивного пласта. Более мелкое дробление the effect if it doesn’t interfere with other additives. In сухих продуктов более высокого качества, также higher TDS systems (above seawater) chlorides tend to как и более продуктивные методы гидратации overtake the calcium as the problem forcing the basic на площадке могут привести к дополнительным PAM molecule to collapse on itself rather than hydrate расходам, являющимся существенным фактором fully. Some PAM polymers are being developed that can при очистке в случае, если будет принято решение withstand a higher degree of salt, but guar tends to be использовать сухие продукты. less effected by monovalent salinity overall. Необходимо вернуться назад и обсудить также условия при высоких температурах. Высокие Biology температуры в забое скважины также могут An additional concern that is growing in importance is стать причиной серьезных проблем и требуют biological activity and its relationship to these polymers

Tel: +7 495 258 1474 Fax: +7 495 258 1473

www.nov.com/ASEPElmar

UniTruck - лучший выбор для условий Сибири Возможность поставки на шасси Российского производства Техподдержка осуществляется на русском языке инженерами из России

Supported by Russian engineers in Russia Available on Russian chassis UniTruck - the best choice for Siberia

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН рассмотрения. Существуют реальные ограничения как для гуара, так и для ПАМ. Гуар может быть использован при температуре 100-125°C в пресной воде, тогда как ПАМ может нормально работать в таком же температурном режиме. Дополнительные условия жидкостей также имеют значение. Минерализация, жесткость и pH становятся более критичными при повышении температуры. В таких случаях некоторые из модифицированных полимеров работают хорошо, и дополнительные затраты вполне окупаются. AMP (покрытые акрилатным каучуком) сополимеры ПАМ стойкие как к высоким температурам, так и к эффектам солености, в то время как добавки и сшиватели гуара также могут увеличить их производительность в данных условиях. Спор в отношении значимости температуры в забое скважины продолжается, и большинство моделей указывают на то, что высокая скорость закачивания наземной воды будет охлаждать газоносный пласт на несколько градусов и защищать закачиваемые жидкости до некоторой степени. Предполагается, что если температура забоя скважины (ТЗС) находится в пределах 25 градусов заданных ограничений полимера, скорость закачки (особенно при использовании более холодной наземной воды в зимний период) позволит сэкономить на стоимости продуктов с более высоким температурным режимом. Если ТЗС превышает ограничения продукта более чем на 50 градусов, то Вам в любом случае будет необходим пакет и план для работы в условиях высоких температур. Как было указано выше, соленость, определяемая общим солесодержанием (ОСС), играет важную роль в развитии вязкости полимера. Различные элементы, входящие в определение термина «соленость», оказывают различное влияние на сами полимеры. Кальций ограничивает потенциал обоих типов полимеров для полной гидратации и вязкости. При тщательном лабораторном исследовании систем пресной воды эффект, оказываемый на вязкость, может наблюдаться при такой малой величине как 50 ppm Ca, но эффекты на производительность в полевых условиях со всеми другими добавками в системе обычно незаметны до достижения величины 100-400 ppm Ca. Кальцинированная сода может осложнить Ca и уменьшить эффект, если не столкнется с другими добавками. В системах с более высоким ОСС (выше морской воды) хлориды имеют тенденцию захватывать кальций, заставляя основную молекулу ПАМ распадаться, нежели полностью гидратировать. Разрабатываются ПАМ полимеры, которые могут выдерживать более высокое содержание соли, но гуар в принципе имеет тенденцию быть менее подверженным одновалентной солености.

82 ROGTEC

in friction reduction. On the front end of these jobs there is a concern about ‘bugs’ in the surface water. Guar is particularly susceptible to a poorly designed biocide program with many species considering it a nutrient. Without a biocide program in place guar can lose viscosity within a matter of minutes depending on the bug population in the surface waters. PAM polymers aren’t as susceptible to the bugs even in highly populated fluids, but degradation does eventually occur. So a good surface program is important regardless of the polymer you choose. Hold that thought for a minute. In either case the downhole effects of the biocide added to protect your polymer in the surface can be equally remarkable or devastating on the success of the treatment long-term. Most of the bugs on the surface are aerobic (oxygen loving) in nature and a good biocide program will kill them quickly and easily. But guar and PAM still get pumped down the hole and introduced as a nutrient to an anaerobic (no need for oxygen) population in the reservoir. While the aerobic population would likely die in the anaerobic reducing environment of the reservoir anyway, the starved anaerobic population will now thrive with the thousands of cubic meters of nutrients that have been introduced. Consider that the downhole population usually consists of Sulfate Reducing Bacteria (SRBs), Acid Producing Bacteria (APBs), Iron Reducing Bacteria (IRBs), and others. That’s enough of a list when you consider that the SRBs generate hydrogen sulfide (H2S) which corrodes pipe and the other two corrode pipe directly. Biocides added at the surface have to also protect long-term. Gluteraldehyde and THPS are the typical biocides used in frac jobs and they kill quickly at the surface, but degrade as quickly with little or no lasting effect. Other biocides like DBNPA and quats offer quick kill and a little longer lasting effects, but may have some environmental issues associated with them in certain areas. TDTT offers good longterm kill, but is not particularly good at quick kill on the surface. Fortunately, some of these, like DBNPA or quats and TDTT can be dual injected to achieve both quick kill on the surface and long-term preservation down-hole. Let’s go back to the surface treatment for a minute and look at the biocide effect directly on the polymer. While we are most concerned with whether biocides kill the bugs and protect the polymers there are also component reactions to consider within the fluid. It can get complicated here as new components, biocides, polymers, and fluid characteristics like pH are being introduced all the time. Gluteraldehyde and THPS, for example, are the most used biocides for surface water treatment, but addition of these products has an adverse effect on both guar and PAM polymer viscosity. Not a huge amount of degradation of course, in comparison to www.rogtecmagazine.com

WELL STIMULATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ СКВАЖИН

Биология Дополнительной проблемой, важность которой растет, является биологическая активность и ее взаимоотношение с данными полимерами в процессе уменьшения трения. На переднем плане находится проблема бактерий в наземной воде. Гуар особенно восприимчив к плохо разработанной биоцидной программе, т.к. множество видов организмов принимают его за питательное вещество. При отсутствии биоцидной программы гуар может потерять вязкость в течение минут, в зависимости от популяции бактерий в наземной воде. ПАМ полимеры не настолько восприимчивы к этим организмам, даже в жидкостях с высокой популяцией, но со временем деградация все-таки происходит. Таким образом, хорошая биоцидная программа для наземной воды важна независимо от типа используемого полимера. Оставим эту мысль на минуту и вернемся к ней позднее. В любом случае, скважинные эффекты биоцида, используемого для защиты полимера на поверхности, могут быть одинаково незаменимыми и разрушительными для успеха долгосрочной очистки. Большинство организмов на поверхности являются аэробными (нуждающиеся в кислороде) по характеру, и хорошая биоцидная программа убьет их быстро и легко. Но гуар и ПАМ закачиваются в скважину и представляются в качестве питательного вещества неаэробной (не нуждающейся в кислороде) популяции в газоносном пласте. Тогда как аэробная популяция погибнет в среде газоносного пласта с уменьшенным содержанием кислорода, голодная неаэробная

84 ROGTEC

having no biocide treatment at all, but DBNPA and quats offer quick kill along with TDTT for long-term kill without the degradation to the polymers provided pH and other components like clay stabilizers are also compatible. Since dual addition was mentioned be aware that even certain biocide interactions take place. For example BIT is incompatible with any aldehyde and TDTT particularly in water. At this point it is probably easier to say – make sure your chemistry suppliers are checking compatibility with the full set of chemistries you are trying to use on a well and have a logical alternative plan through the test work that gives you realistic set alternatives if you find serious interactions. The previous paragraph makes it sound like there are no alternatives; picking the best of the worst to pump downhole. Compatibility testing can also find you some real synergistic improvements in the frac fluids of choice. For example, TDTT works well with certain emulsion PAM packages, offering 5-10% faster viscosity generation (remember ‘time to solution’) and 5-10% higher friction reduction from higher solution viscosity. The ultimate result can be a lower dosage of polymer that still gives higher performance in the end. TDTT also appears to extend oxygen scavenger performance driving ORP lower into the reduction values than other biocides which lower oxidation potential and reduces short-term corrosion and long-term deterioration of tubulars. Again, nothing replaces data run with the actual set of components in the frac fluid compared to a few alternatives. www.rogtecmagazine.com

WELL STIMULATION популяция будет буйно разрастаться благодаря тысячам кубических метров питательных веществ. Необходимо также учесть, что скважинная популяция обычно состоит из сульфат-восстанавливающих бактерий (СВБ), кислотообразующих бактерий (КОБ), железовосстанавливающих бактерий (ЖВБ) и др. Этот список будет достаточным, если принять во внимание, что СВБ создают сероводород (H2S), который разрушает трубу, а два других вида бактерий напрямую разъедают трубу. Биоциды, добавленные на поверхности, также обеспечивают долгосрочную защиту. Глютеральдегид и THPS (тетра-гидроксиметил-фосфоний) являются типичными биоцидами, используемыми при разрывах, которые убивают быстро на поверхности, но также быстро деградируют с малым или с отсутствием длительного воздействия. Другие биоциды, такие как DBNPA (2,2-дибромо-3-нитрилопропиамид) и четвертичные аммониевые соединения предлагают быстрое истребление и немного более продолжительное воздействие, но могут быть связаны с экологическими проблемами в некоторых областях. TDTT (S-Trifluorom ethyldibenzo[b,d]thiophenonium trifluoromethanesulfonate) предлагает хорошее долгосрочное истребление, но не достаточно хорошо справляется с быстрым истреблением на поверхности. К счастью, некоторые из них, такие как DBNPA или четвертичные аммониевые соединения и TDTT могут быть закачаны вместе для достижения как быстрого истребления на поверхности, так и долгосрочной защиты в скважине. Давайте на минуту вернемся к наземной очистке и посмотрим на прямой эффект биоцида на полимер. Несмотря на то, что наибольшей проблемой является то, убьет ли биоцид бактерии с целью защиты полимера, необходимо также учитывать реакции компонентов самой жидкости. Это может оказаться сложным процессом, т.к. постоянно появляются новые компоненты, биоциды, полимеры и характеристики жидкости, такие как pH. Например, глютеральдегид и THPS являются наиболее используемыми биоцидами для очистки наземной воды, но добавление этих продуктов имеет неблагоприятный результат на вязкость полимеров гуар и ПАМ. Конечно, речь идет о небольшом количестве деградации по сравнению с полным отсутствием биоцидной очистки, но DBNPA и четвертичные аммониевые соединения предлагают быстрое истребление, а TDTT – долгосрочное истребление без деградации полимеров при условии, что pH и другие компоненты, такие как стабилизаторы неустойчивых глин, также совместимы. Так как ранее было упомянуто совместное добавление, необходимо учитывать, что имеют место отдельные взаимодействия биоцидов. Например, BIT несовместим ни с каким альдегидом и TDTT, особенно в воде. В данном случае проще всего будет убедиться в том, что Ваши поставщики проверяют совместимость всех химических составов, используемых Вами в скважине, а также www.rogtecmagazine.com

Conclusions This is not an exhaustive list as you well know if you’ve done this work already. There are reservoir engineering and mechanical factors to also consider as well as the economics of both the gas being produced and the service being performed. This was only intended as a check list to remind us of some additional considerations in designing and developing frac jobs. One last reminder - nothing can replace data and the continued search for a new way of doing what needs to be done to produce tight gas. The growth of the market itself in the last 10 years is proof of that! иметь наработанный опытным путем логический альтернативный план, в соответствии с которым представляется возможность использования реальной альтернативы в случае существенной несовместимости. Предыдущий абзац не предоставляет альтернативы; приходится выбирать лучшее из худшего для закачки в скважину. Синергетические улучшения в выбранных жидкостях разрыва также могут быть найдены при проведении испытаний на совместимость. Например, TDTT хорошо работает с отдельными эмульсионными ПАМ пакетами, предлагая более быстрое создание вязкости на 5-10% (помните время на создание раствора) и улучшенное на 5-10% уменьшение трения благодаря более высокой вязкости раствора. Конечным результатом может являться более низкая дозировка полимера, дающего более высокую производительность. TDTT также увеличивает производительность поглотителя кислорода, приводя окислительно-восстановительный потенциал к более низким значениям восстановления, чем для других биоцидов, уменьшающих окислительный потенциал, и уменьшает краткосрочную коррозию и долгосрочное разрушение системы труб. В очередной раз, наилучшим способом является сравнения прогона данных с набором реальных компонентов жидкости разрыва с несколькими альтернативными вариантами. Заключения Если Вы уже выполняли такую работу, то Вы хорошо знаете, что данный список не является исчерпывающим. Существуют технологии пластовых исследований и механические факторы, требующие рассмотрения наряду с экономикой производимого газа и предоставляемых услуг. Данная статья является лишь своего рода контрольным перечнем с целью напоминания о дополнительных факторах, которые необходимо принять во внимание при проектировании и разработке разрывных работ. И хочется еще раз повториться и сказать – ничто не может заменить данные и постоянный поиск новых путей добычи газа в плотных породах. Рост рынка за последние 10 лет является прямым доказательством!

ROGTEC 85

ДОБЫЧА

Повышение нефтеотдачи на основании новых концепций разработки месторождений Increasing Recovery Through New Reservoir Management Concepts Авторы: Olwijn Leeuwenburgh, Lies Peters, Frank Wilschut, Remus Hanea, Oscar Abbink и Peter van Hooff, TNO

Olwijn Leeuwenburgh, Lies Peters, Frank Wilschut, Remus Hanea, Oscar Abbink and Peter van Hooff, TNO

Типичная сегодняшняя промышленная практика заключается в том, что решения по предстоящей разработке месторождения базируются на моделировании сценариев разработки на модели одиночного пласта, которая согласуется с данными по добыче путем длительного подбора вручную весьма ограниченного набора параметров месторождения. В последние годы выросло понимание того, что сценарии предстоящих разработок следует проверять на многих геологических реализациях модели месторождения с целью учета неизбежной неопределенности наших сведений о свойствах пласта в масштабах, меньших расстояний между скважинами. Соответственно, многие производители программного обеспечения начали предлагать функцию (параллельного) моделирования, позволяющую инженерам по разработке месторождений одновременно моделировать несколько геологических сценариев. Однако, пока в значительной мере не хватает возможности

The typical current industry practice is that decisions on future field development are based on simulating future development scenarios on a single reservoir model, which has been matched to production data by timeconsuming manual adjustment of a very limited number of reservoir parameters. In recent years, the realization has grown that future production scenarios should be tested on many geological realizations of the reservoir model in order to account for the inherent uncertainty in our knowledge of the reservoir properties on scales smaller than the inter-well spacing. Accordingly, many software providers have started to offer (parallel) simulation functionality that enables the reservoir engineer to simulate multiple geological scenarios. However, what has been lacking to a large extent is the possibility to adjust not just a select few, but all parameters and properties of the reservoir model, and to incorporate all available types of measurements in a more-or-less automated and consistent manner. For example, it is generally not possible to incorporate data from repeated seismic surveys by manual processess in a (geo-)statistically correct way. The development

овышение отдачи всего на один процент может добавить около 80 миллиардов баррелей нефти в мировых масштабах. Нефтяные компании осознали этот потенциал и поставили задачу повышения коэффициента нефтеотдачи своих месторождений не менее чем до 70%. Важную роль в реализации этой цели будут играть современные разработки в области технологий бурения и освоения скважин, а также новые методики повышения нефтеотдачи (IOR). Не менее существенный вклад ожидается от внедрения усовершенствованных концепций разработки месторождений.

86 ROGTEC

ncreasing recovery by just one percent could add about 80 billion barrels of oil to global reserves. Oil companies have realized this potential and in response have expressed the goal to raise the recovery factor for their fields to as high as 70%. New developments in drilling and completion technology, as well as novel IOR techniques, will play an important part in realizing this goal. An equally important contribution will be delivered by the introduction of improved reservoir management concepts.

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Система: (месторождение, скважины, объекты) System: (reservoir, wells, facilities) Управление Control

Мониторинг Monitoring

Модели системы System models

Оптимизация на базе модели Model based optimization

Редактирование исходной модели Initial modeling model reduction

Ассимиляция данных Data assimilation

Рисунок 1: Замкнутый цикл ISAPP Figure 1: The ISAPP closed-loop подбора не только нескольких выбранных, но и всех параметров и свойств модели месторождения, а также объединения всех доступных видов измерений более или менее автоматическим и согласованным образом. Например, обычно невозможно вручную совместить данные повторных сейсморазведок геостатистически правильным способом. Разработка новых методов измерений, создающих очень большие объемы данных, в том числе, «интеллектуальное бурение» с использованием скважинных датчиков, бросает серьезный вызов сегодняшним процессам автоматизации с точки зрения согласованности моделей. Надлежащая оптимизация стратегий предстоящего освоения и добычи также требует применения подходов, устойчивых к неопределенностям и способных контролировать сотни тысяч параметров (напр. Leeuwenburgh и др., 2010). Это будет особенно важно для, так называемых, «интеллектуальных» или «разумных» разработок, позволяющих обеспечить гораздо лучший мониторинг и предоставляющих намного больше возможностей контроля, чем месторождения, разрабатываемые традиционными способами. Замкнутый цикл разработки месторождения Исследовательский институт TNO, Технологический университет г. Делфт и компания Shell International Exploration and Production в 2005 взяли на себя www.rogtecmagazine.com

of new measurement techniques which generate very large numbers of data, including smart-well completions equipped with down-hole sensors, will pose serious challenges to existing company workflows for model history matching. Similarly, proper optimization of future production and development strategies requires approaches which are both robust to uncertainty and which can handle hundreds to thousands of controls (e.g. Leeuwenburgh et al., 2010). This will especially be important for so-called ‘smart’ or ‘intelligent’ fields, which enable much improved monitoring and provide many more control options than conventionally developed fields. Closed-loop reservoir management Research institution TNO, Delft University of Technology, and Shell International Exploration and Production in 2005 took the initiative, with the start of the ISAPP (Systems Approach to Petroleum Production) research program, to develop improved algorithms that will enable new reservoir management workflow concepts. Many methods for incorporating measured data with simulation models were explored and tested, and new concepts for integrating different elements of the complete workflow were pioneered, resulting in what has been called ‘closed-loop reservoir management’ (Jansen et al., 2009, see Fig.1). This concept introduces intelligence and integration to the standard company workflow, enabling

ROGTEC 87

ДОБЫЧА инициативу, начав исследовательскую программу ISAPP (Системный подход к нефтедобыче) с целью разработки усовершенствованных алгоритмов, использующих новые концепции технологии разработки месторождений. Были разработаны и исследованы многочисленные методы сочетания данных измерений с расчетными моделями, а также были впервые предложены новые концепции объединения различных элементов полного рабочего цикла, результатом чего появилась концепция, так называемого, «замкнутого цикла разработки месторождения» (Jansen и др., 2009). Эта концепция вводит анализ и интеграцию в стандартную технологию разработки, позволяя выполнять оптимизацию процесса «в нужное время» и с большей частотой. Эти идеи были проанализированы на семинаре SPE по Замкнутому циклу разработки месторождений, проведенном в 2008 г., для которого была разработана контрольная модель месторождения в г. Брюгге. Результаты семинара, приведенные в работе Peters и др. (2010), а также в последующих статьях, подтвердили идеи, лежащие в основе концепции замкнутого цикла, что свидетельствует о том, что такой подход приводит к лучшим показателям, например, по измерениям NPV, или к лучшей суммарной нефтеотдаче. Можно сделать несколько очевидных выводов:

the optimization process to be run at the ‘right time’, and with higher frequency. These ideas were tested in an SPE workshop on Closedloop Reservoir Management, held in 2008, for which the benchmark Brugge reservoir model was developed (Fig.2). The workshop results, documented in Peters et al. (2010), as well as subsequent studies, have validated the ideas behind the closed-loop concept, indicating that such an approach will result in more value, as measured for example by NPV or total recovery (Fig.3). Several clear conclusions could be drawn: 1. The use of advanced computer-assisted history matching approaches provides improved consistency with both geological reservoir knowledge prior to history matching and with dynamic data. 2. The incorporation of additional types of measurements, such as time-lapse seismic, in the history match improves the reservoir model. 3. An improved set of reservoir models enables a more reliable (robust to uncertainty) forecast of reservoir value. 4. The use of advances techniques for optimization of production strategy (scheduling) leads to higher value. 5. An increased frequency of runs through the closed-loop (i.e. history matching and future production strategy or development optimization) provides higher value.

1. Применение усовершенствованных компьютерных алгоритмов адаптации истории обеспечивает лучшее соответствие как с геологическими сведениями о месторождении до адаптации истории, так и с динамическими данными. 2. Применение дополнительных видов измерений, таких как периодический сейсмический мониторинг, при адаптации истории способствует совершенствованию модели месторождения. 3. Усовершенствованный набор моделей месторождения обеспечивает более надежный (устойчивый к неопределенностям) прогноз объема месторождения. 4. Применение развитых технологий оптимизации стратегии освоения месторождения (планирование) приводит к большей нефтеотдаче. 5. Повышенная частота проходов замкнутого цикла (т.е., адаптации истории и оптимизации последующей стратегии разработки или освоения) обеспечивает большую нефтеотдачу. Теперь очевидно, что любые серьезные попытки повысить суммарную нефтеотдачу должны сопровождаться изменениями в подходах к разработке месторождений в соответствии с этими рекомендациями.

88 ROGTEC

Рисунок 2: Эталонная 2-фазная модель замкнутого цикла месторождения. Представлено исходное распределение нефть-вода. Figure 2: The Brugge 2-phase benchmark model for closed-loop water-flooding optimization. It has become clear than any serious effort to increase ultimate recovery will have to involve a change in reservoir management thinking along these lines. An important element of the closed loop is generating a set of model realizations which are consistent with all www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

November 23, 2010 I The Hague, The Netherlands

Multiphase Pump User Roundtable

Come learn how multiphase pumping technology is being applied throughout Europe, Russia, Africa and the Middle East. Weâ&#x20AC;&#x2122;ll hear engineers from the worldâ&#x20AC;&#x2122;s leading oil and gas companies share case histories of their implementation of multiphase technology. Featured Topics: Multiphase Pumping Subsea Pumping & Compression Wet-Gas Pumping & Compression and more

Multiphase Pumping Short Course - proceeding MPUR Led by: Dr. Gerald Morrison, Texas A&M University Monday, November 22, 2010

Europe.MPUR.org Courtney Reynolds | Event Coordinator Phone: (979) 268-8959 | Courtney@PetroleumETC.com www.PetroleumETC.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 89

ДОБЫЧА

Исследования показывают, что только определенные размеры, области или аспекты модели являются существенными для адаптации модели к данным, или для контроля результатов численных расчетов сценариев предстоящей разработки. Это дает потенциал применения рационального снижения масштаба модели, или методов ее сокращения, что может значительно снизить время вычислений и, следовательно, их стоимость, а также позволит чаще проводить циклические вычисления, что приведет к лучшим результатам.

Рисунок 4: Новая 3-фазная направленная сравнительная модель для адаптации истории и оптимизации, разработанная TNO. Представлена скважинность. Первые результаты были представлены на семинаре SPE Applied Technology Workshop, Июль 2010, г. Мири, Малайзия. Figure 4: The new 3-phase channelized benchmark model for history matching and optimization developed by TNO. Porosity is shown. The first results were presented at the SPE Applied Technology Workshop, held July 2010 in Miri, Malaysia.

90 ROGTEC

4.6

реализованная ЧПС (109$) realized NPV (109$)

Существенным элементом замкнутого цикла является генерация набора модельных реализаций, соответствующих всем имеющимся данным измерений, а также четко отражающих остаточную неопределенность параметров месторождения. Компании стремятся создавать все более крупные и сложные модели, что приводит к соответствующему увеличению вычислительных мощностей. Этими моделями невозможно управлять вручную силами инженера по разработке месторождения. Введение в эти модели большого объема данных, полученных в результате проведения сейсморазведок, или от скважинных измерительных датчиков, возможно лишь при использовании методов компьютерной автоматизации. Для этого необходим квалифицированный персонал, а также удобные для использования программные инструменты, что отнимает лишнее время у инженера вместо принятия лучших решений.

СтФК EnKF

4.5

4.4 4.3 4.2

4.1 4

стандарт standard 0

200

400

600

800

погрешность адаптации модели history match error Рисунок 3: Результаты семинара по замкнутому циклу Брюгге. Линии на графике показывают, что улучшение качества исторической адаптации модели (нижние погрешности) приводит к тенденции усовершенствования стратегий разработки месторождения, которые, при их реализации, приводят к существенному повышению нереализованных активов, которые здесь представлены в виде ЧПС (чистой прибавочной стоимости). Красными точками представлена историческая адаптация модели за более длительный период времени, которая, несмотря на большую погрешность, приводит к дополнительному повышению ЧПС. Наилучшие результаты на этом рисунке (малая погрешность, высокая реализованная ЧПС) получены с использованием Статистического фильтра Кальмана (СтФК) (кружочки). Стандартные методы продемонстрировали значительно худшие результаты (квадратики). Figure 3: Results from the Brugge workshop on closed-loop reservoir management: improved history match quality (low error) tends to enable improved field development strategies and a considerable increase in realized asset value (high NPV). The red points are based on a history match over a longer time period than the blue points. The best results were all obtained with the Ensemble Kalman Filter (circles), while standard methods (squares) were found to deliver significantly poorer results. available measured data, and which properly reflects the remaining uncertainty in the reservoir parameters. Companies tend to build ever larger and more complex models, accompanied by similarly increasing computing www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Нефтегазовый сервис в России НЕФТЕГАЗСЕРВИС-2010 19 октября 2010 г., Москва, Рэдиссон Славянская

Московские нефтегазовые конференции телефон: (495) 514-5856, 514-4468; факс: (495) 788-7279; info@n-g-k.ru; www.n-g-k.ru ROGTEC 91

www.rogtecmagazine.com

ДОБЫЧА Наконец, можно улучшить оценку нижних горизонтов, задействовав данные, которые обычно не используются при разработке месторождений. В рамках ISAPP (Системного подхода к нефтедобыче) новые разработки в этой области связаны с использованием периодического сейсмомониторинга, измерений проседания, плотности и скважинной радиолокации. Есть также трудности в разработке сетей датчиков верхнего и нижнего горизонтов для таких гибких типов данных, а также в получении нужной информации из результирующих наборов данных. Новые инструменты разработки месторождений Реализация была начата с некоторых новых концепций и методов в рамках программы ISAPP в инструментарии, который может интегрироваться в стандартный технологический процесс нефтедобывающих компаний. В качестве примера можно привести средство исторической адаптации модели, интегрированное в пакет моделирования JewelSuite®. Этот инструмент состоит из статистического фильтра Кальмана, интегрированного в качестве функции моделирования месторождения в JewelSuite® с целью численного расчета реализаций нескольких геологических сценариев. Он позволяет инженеру по разработке месторождений настроить все параметры блоков сетки и параметры модели месторождения в полуавтоматическом режиме, обеспечивающем историческое согласование набора реализаций модели месторождения в соответствии со всеми данными добычи нефти. Этот инструмент – первый в своем роде, и он работает под управлением имеющихся на рынке программ численного моделирования месторождений. Он представляет собой первый шаг на пути полной реализации всех элементов замкнутого цикла разработки месторождения в

400

подбор вручную manually matched

P19

200

0 0

500

1000

1500

подбор со СтФК EnKF matched реальные данные 2000 truth

Рисунок 6: Сравнение прогноза нефтеотдачи новой скважины с фактическими результатами производительности. Figure 6: Comparison between predictions of oil production and the realized production (truth) for a new well.

92 ROGTEC

facilities. These models are becoming impossible to manage manually by a single reservoir engineer. The incorporation into such models of large numbers of data, such as produced by seismic surveys or by wells equipped with down-hole sensors, will only be possible using computer-assisted methods. This will require а) Истинный пласт a) True reservoir

б) Исходная усредненная модель b) Initial mean model

в) Исторически адаптированная усредненная модель c) History matched mean model

Рисунок 5: Результаты, полученные в результате технологии интегрированной исторической адаптации для 3-фазной направленной сравнительной модели. Представлено произведение коэффициента проницаемости (K) и толщины (h) а) Истинное значение Kxh. б) Исходное значение Kxh перед проведением исторической адаптации модели, в) Рассчитанное значение Kxh после исторической адаптации модели с применением статистического фильтра Кальмана Figure 5: Results obtained with the integrated history matching workflow for the 3-phase channelized benchmark model. Shown is the product of permeability (K) and thickness (h) a) True Kxh. b) Initial Kxh before history matching, c) Estimated Kxh after history matching with the Ensemble Kalman Filter www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION едином пакете программного моделирования. Он демонстрирует свои возможности и потенциал для новых основополагающих разработок в области управления месторождением за пределами научных и исследовательских групп. Результаты для модели, представленной на Рис. 4, показаны на Рис.5. На Рис. 6 продемонстрированы преимущества компьютерного подхода к адаптации модели по сравнению с ручным методом прогнозирования новых скважин. A

Рисунок 7: Оптимизация размещения скважин в простом прямоугольном месторождении с учетом угловой погрешности коллектора нефти. а) Добыча нефти в результате нагнетания воды и производительность по предварительно предложенным местам расположения скважин. б) Добыча нефти в результате разработки месторождения с помощью оптимизации расположения скважин. Суперпозиции представляют векторы смещения скважин относительно их исходных положений. Улучшение эффективности вытеснения нефти приводит приблизительно к 10% повышению нефтеотдачи. Figure 7: Optimization of well placement in a simple rectangular reservoir containing an L-shaped oil-trapping fault. a) Oil sweep resulting from water injection and production from initially proposed well locations. b) Oil sweep resulting from production of the field using optimized well locations. Super positioned are the displacement vectors of the wells with respect to their original positions. The improved sweep efficiency represents 10% increased oil recovery. www.rogtecmagazine.com

both trained personnel as well as user-friendly software tools, enabling the reservoir engineer to spend his time instead on making better decisions. Research has suggested that only certain scales, regions or aspects of the model may be relevant in matching the model to data, or in controlling the output of simulations of future development scenarios. This offers the potential to use clever up-scaling or model-reduction methods, which could significantly reduce computing time and therefore cost, and enable increasing the frequency of the loop, resulting in better results. Finally, the subsurface characterization may be improved by incorporating data which is traditionally not typically used in the same way as production data are used. Within ISAPP new developments in this area have been in the use of time-lapse seismic, subsidence, gravity and bore-hole radar measurements. Challenges also exist in the design of surface and subsurface sensor networks for such soft-sensing data types, and in extracting the relevant information from the resulting data sets. New reservoir management tools Implementation has started of some of the new concepts and methods coming out of the ISAPP program into tools that can be integrated in the workflows of oil companies. An example is the history matching tool which has been integrated with the JewelSuite® modeling package. The tool consists of an Ensemble Kalman Filter which has been integrated with JewelSuite® property modeling functionality, to simulate multiple geological realizations. It enables the reservoir engineer to adjust all grid block properties and parameters of the reservoir model in a semi-automated fashion in order to achieve a history matched set of model realizations consistent with all production data. This tool is the first of its kind and operates with a host of commercially available reservoir simulators. It represents the first step towards a full implementation of all elements of the closed reservoir management loop in a single modeling package. It demonstrates both the feasibility and potential of a major new development in reservoir management outside of academia and research groups. Results obtained for the model depicted in Fig. 4 are shown in Fig. 5. Figure 6 demonstrates the value of a computer–assisted history match approach relative to a manual approach on predictions for a new well. The workflow described above will be extended with functionality for computer-assisted development planning. The experience gained in the ISAPP program has led to the development of a robust ensemblebased optimization tool that can be used for automated

ROGTEC 93

ДОБЫЧА Описанная выше технология будет дополнена функциями компьютерного планирования разработки месторождения. Опыт, полученный в рамках программы ISAPP, привел к разработке надежного средства статистической оптимизации, которое может использоваться для автоматизированной оптимизации, как плана добычи, так и размещения скважин. Результаты оптимизации размещения скважин представлены на Рис. 7. Дальнейшие разработки TNO и Технологический университет г. Делфт внесли свой вклад в центр знаний программы ISAPP, и приглашают к участию нефтяные компании. Основной целью программы ISAPP-2 будет переход к новым концепциям, разработанным в первой программе ISAPP, и внедрение их в реальную практику. В этой связи программа ищет партнеров, заинтересованных внести фактические фонды с целью демонстрации добавочной стоимости этих концепций и для внедрения необходимых инструментов в их технологии. Остается еще много проблем. Тем не менее, программа ISAPP-2 будет постоянно продолжать фундаментальные и экспериментальные исследования концепций замкнутого цикла и компьютерных методов. Партнеры получат возможность участия в исследованиях в непосредственном сотрудничестве с персоналом организаций-участников. Основной целью является обеспечение не менее чем 10% повышения нефтеотдачи за счет применения усовершенствованных методов и концепций в технологию разработки месторождений компаний. Мы уверены в том, что эта цель может быть достигнута путем тесного сотрудничества между научным персоналом и инженерами, которые будут использовать свой повседневный опыт и результаты исследований. Литература Web-сайт программы ISAPP-2 : http://www.isapp2.com/ Peters, E. и др. 2010: Результаты контрольного исследования месторождения Брюгге по оптимизации заполнения скважин и адаптации исторической модели, SPE Reservoir Evaluation and Engineering, p.391–405, SPE 119094.

optimization of both production scheduling and well placement. An example for well placement optimization is shown in Fig. 7. Future developments TNO and Delft University of Technology are continuing the ISAPP knowledge centre and are currently inviting oil companies to participate. The main aim of the ISAPP-2 program will be to transfer the new concepts developed in the first ISAPP program to the world of real operations. To this end the program is looking for partners who are interested in bringing in actual assets in order to demonstrate the added value of these concepts and to incorporate the required tools within their workflows. Many challenges still remain. Therefore, the ISAPP-2 program will additionally continue the fundamental and exploratory research on closed-loop concepts and computer-assisted methods. Partners will be able to participate in this research by close cooperation with staff members of the involved institutions. The ultimate aim is to enable 10% or more increase in recovery by introducing improved methods and concepts into the reservoir management workflow of companies. We believe that this goal can be achieved best by close cooperation between those involved in R&D and the engineers who will use the results in daily operations. References ISAPP-2 website: http://www.isapp2.com/ Peters, E. et al. 2010: Results of the Brugge benchmark study for flooding optimization and history matching, SPE Reservoir Evaluation and Engineering, p.391–405, SPE 119094. Jansen, J. D., S. D. Douma, D. R. Brouwer, P. M. J. van den Hof, O. H. Bosgra, and A. W. Heemink, 2009: Closed-loop reservoir management, SPE 119089. Leeuwenburgh, O., P. J. P. Egberts, and O. A. Abbink, 2010: Ensemble methods for reservoir life-cycle optimization and well placement, SPE 136916.

Jansen, J. D., S. D. Douma, D. R. Brouwer, P. M. J. van den Hof, O. H. Bosgra, и A. W. Heemink, 2009: Замкнутый цикл разработки месторождений, SPE 119089. Leeuwenburgh, O., P. J. P. Egberts, and O. A. Abbink, 2010: Статистические методы оптимизации сроков эксплуатации месторождений и размещения скважин, SPE 136916.

94 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 95

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

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

ROGTEC22

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC с Полом Гиеленом, Менеджером региона Каспийского моря, компании PPG Protective & Marine Coatings Ваша должность в компании и как давно Вы работаете в этой должности? В настоящее время я являюсь Менеджером региона Каспийского моря. Работая в качестве Менеджера по экспорту, я был ответственный за продажи в Турции, Ливии и Каспийском регионе. Теперь, моя деятельность будет полностью направлена на работу в Каспийском регионе и организацию регионального представительства PPG Protective & Marine Coatings в Баку. Как давно Вы работаете в России и Каспийском регионе? Наша компания имеет богатое наследие производства красок вот уже 300 лет, и мы издавна работали в России и Каспийском регионе. В этом году мы приняли решение усилить нашу ведущую мировую позицию посредством открытия регионального представительства в Баку и расширения наших уровней запаса в России, Каспийском регионе и Турции. PPG недавно открыли офис в Баку – расскажите как там идут дела? Как это влияет на Вашу региональную стратегию? PPG Protective & Marine Coatings является истинно глобальной компанией, поэтому, мы понимаем необходимость в организации региональной поддержки. Совместно с нашей официально признанной дистрибьюторской сетью в регионе, мы делаем все, чтобы обеспечить нашим заказчикам из Каспийского региона первоклассный уровень услуг и специально разработанные технические решения с безупречным обеспечением. С какими компаниями в регионе работает PPG? Наша международная группа инженеров работает со всеми крупными международными нефтяными и инженерными компаниями, и обеспечивает соответствие требованиям как международных, так и отечественных надзорных органов, соответствие наших систем защитного покрытия международным признанным

98 ROGTEC

The ROGTEC Interview: Paul Gielen, Regional Manager, Caspian Sea area, PPG Protective & Marine Coatings

What is your position in the company and how long have you held this position? My current position is regional manager, Caspian Sea area. As export manager I have been responsible for sales in Turkey, Libya and the Caspian region. Now I will focus fully on the Caspian region and the set up of PPG Protective & Marine Coatings’ regional office in Baku. How long have you been in business in Russia and the Caspian? Our company has a heritage of producing paint for 300 years and we have been in business with Russia and the Caspian for a long time. This year we have decided to strengthen our leading global position by setting up a regional office in Baku and expand our strategic stock points throughout Russia, the Caspian region and Turkey. PPG have recently opened an office in Baku – how is that going? And how does that affect your regional strategies? PPG Protective & Marine Coatings is a truly global organisation and recognized the need for a regional support organisation. Together with our authorized distributor network in the region, we are dedicated to provide our Caspian client base with a top-class service and tailored technical and supply solutions. What companies have PPG worked with in the region? Our international engineering team works together with all major international oil companies and engineering houses, and makes sure that we are approved by both international and national parties, and that our coating systems are in accordance with internationally recognized standards (like Norsok M-501 and ISO-12944). We have an extensive track record in the region, and have supplied projects of Tengizchevroil, Agip KCO, Azerbaijan International Oil Company (AIOC) and many others. What is your most recent success in the market? Besides supplying coatings to some of the most important www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW стандартам, таким как Norsok M-501 и ISO-12944. У нас большая история в регионе и мы обеспечивали проекты Тенгизшевройл, Агип KЦO, Азербайджанской международной операционной компании (AIOC) и многие другие. Какой Ваш самый недавний успех на рынке? Помимо поставок защитного покрытия на самые ответственные и крупные проекты по нефти и газу на суше и на шельфе, недавнее открытие представительства в Баку знаменует для нас важный рубеж. Какую новую продукцию Вы запустили в регионе в последнее время? Мы предлагаем множество инновационных решений для нефтегазовой промышленности, которые уже доказали свое преимущество и ценность. Наши, не содержащие растворитель, эпоксидные покрытия серии SigmaShield получили высокую оценку потребителей, также как и высококачественная внутренняя облицовка резервуаров серии Novaguard. Самое последнее значительное новаторское решение было сделано в области пассивной противопожарной защиты. PPG Protective & Marine Coatings является одной из ведущих компаний в разработке таких решений и представляет на рынок передовое гибкое эпоксидное покрытие серии PITT-CHAR XP, вспучивающееся при нагревании, для Каспийского нефтегазового сектора.

onshore and offshore oil and gas projects, the current opening of our Baku office is a very important milestone for us. Have you any recent product launches for the region? We offer a range of innovative solutions for the oil and gas industry, which have already proved their value. Our solvent-free epoxies from the SigmaShield range are widely valued, as are our high-performance tank linings from the Novaguard range. The most recent and dramatic innovations have taken place in the field of passive fire protection. PPG Protective & Marine Coatings is one of the main players in this area and is introducing its world-leading flexible epoxy intumescent coating from the PITT-CHAR XP range for the Caspian oil and gas industry. Having re-located to Azerbaijan, what do you like best about Baku? Although I have been in Baku for a short time I am very impressed by the hospitality, and helpfulness of the people here. I have already made some good friends, so I feel it will not be a hard job to feel at home in Baku. Where in the world would you most like to visit and why? South Africa is on the top of my list. I am fascinated by its natural beauty. Besides that, I cannot wait to visit the old cities along the Silk Road and the phenomenal Caucasus mountains.

Переехав в Азербайджан, что Вам больше всего нравится в Баку? Хотя я в Баку и недавно, меня очень впечатляет гостеприимство и готовность людей прийти на помощь. У меня уже есть хорошие друзья, поэтому, я полагаю, мне не трудно будет привыкнуть и почувствовать себя дома в Баку. Где в мире Вы хотели бы побывать и почему? Южная Африка стоит на самом верху моего списка желаний. Я очарован естественной красотой этого края. Кроме того, я не могу дождаться, когда я смогу посетить старые города Великого шелкового пути и феноменальные горы Кавказа. Какой Ваш любимый вид спорта и за какую команду Вы болеете? Я фанат футбола и едва ли пропущу хоть одну игру. Команда моего родного города Тилбург (Виллем II) все еще ближе моему сердцу, хотя, прожив в Амстердаме несколько лет, я, конечно же, буду болеть за Аякс Амстердам в этом сезоне Лиги чемпионов.

What is your favourite sport, and what team do you support? I am a football fanatic and hardly miss any game. The team from my hometown Tilburg (Willem II) is still closest to my heart, but having lived in Amsterdam for several years I will definitely support Ajax Amsterdam this season in the Champions League.

И последний вопрос, Ваш прогноз относительно рынка нефти и газа на конец этого года и на будущее в регионе? Наша твердая заинтересованность и открытие регионального представительства в Баку, наряду с работой в Москве и Стамбуле, уже подтверждает наши высокие перспективные оценки роста добычи нефти и газа в России и Каспийском регионе. Мы полагаем, что важность этого региона для удовлетворения энергетических потребностей, как Востока, так и Запада будет расти.

Finally, what are your thoughts on the region’s oil and gas market through to the end of this year and beyond? Our firm commitment, with establishing our regional office in Baku along with our Moscow and Istanbul operations, already confirms our high expectations from Russia and also the Caspian Region’s growing oil and gas output. We believe the region will become increasingly more important for the energy demands in both the East and West.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 99

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.47

p.79

p.95

adipec.com

kazenergy.com

sakhalin-oil-gas.com

p.15

p.45

p.09

akersolutions.com

kemira.com

siemens.com

p.16

p.87

p.27

apl.no

petroleumetc.com

seismicmicro.com

p.63

ibc

ONLINE-REGISTRATION ON WWW.RUSSIANOILGAS.COM NOW OPEN! p.89

auma.ru

n-g-k.ru

russianoilgas.com

P.69

p.13 & 43

p.11

bakerhughes.com

netzsch.com

tenaris.com

p.33

SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition p.81

p.67

26–28th October 2010 New Pavilion 75, VVC, Moscow, Russia eage.org p.31

Health Safety & Environment

Geology & Geophysics

Reservoir Engineering

Well Construction - Drilling & completion

Facilities, Construction and Projects

Production Operations

nov.com p.75

rus.rpi-conferences.com

• Over 4000 unique industry professionals expected in 2010: senior executives and technical professionals from the worldwide community.

p.17 & 93

100 ROGTEC

Organised by

trican.ca

• New possibilities for participation in our new Technology Incubator.

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

inovageo.com

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

Platinum Sponsors

p.21

p.51

• 2010 exhibitors include: • • • • •

Rosneft Tatneft Schlumberger Halliburton TMK

• • • • •

TNK-BP RITEK Akzonobel Borovichi Burinteh

• 3M • Rock Flow Dynamics • Epac Services • and many others!

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

triumphrigparts.com

Ofﬁcial Publication Gold Sponsor

obc & p.41