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

Передовой Рубеж: раскрывая Арктику The Final Frontier: Unlocking The Arctic А также Интервью, Гокхан Акер, TNK-BP Plus: ROGTEC talks to Gokhan Aker, TNK-BP

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

Printed Media

POWERTEC 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

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

Front cover image is supplied courtesy of Rosneft.

Tel: +350 2162 4000

Fax: +350 2162 4001

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

Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Редактор материалов по России Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Зам. Шеф-редактора Editorial Assistant Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com

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.

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

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

Менеджер по продажам Sales Barry Williams barry.williams@rogtecmagazine.com

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

Верстка и дизайн Production / Design Креативный дизайн Creative Director Saul Haslam saul.haslam@rogtecmagazine.com

ROGTEC Magazine is published quarterly by the Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from The Mobius Group.

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

СЕЙСМИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ ПОКАЖЕТ ВСЁ!

Технологии GX Technology + Знание региональной специфики ЛАРГЕО = Великолепное качество сейсмических изображений

Расположенный в Москве Центр обработки сейсмических данных альянса ЛАРГЕО-ION/GXT объединяет в себе мощь технологий подразделения GX Technology компании ION с глубокими знаниями российского рынка и региональной геологической специфики ЛАРГЕО. Результат - высочайшее качество услуг по обработке сейсмических данных для российских и международных нефтяных компаний.

¼iËjivzrj ljtt }

·vËËnr|q¬ xzjzqrq

oquyzjs t p jtjsqo xrvËvxznp

Ênmys¬Ëqoj|q¬ ljtt }

½vxzËvntqn msyiqttv xrvËvxztvp uvlnsq

¡syiqttj¬ uqmËj|q¬ lv xyuuqËvkjtq¬ 3UH6'0

½vstvkvstvkj¬ viËjivzrj

qËvrvjoquyzjs tj¬ x~nurj

Узнайте больше на iongeo.com/Russia Российская Федерация, 127083, г.Москва, ул.8 Марта. 10, стр.3, корп. Б1-2, тел.: +7 (499) 406-0030 факс: +7 (499) 406-0029

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Содержание

Contents

Отчеты Блэкборн: Западная Сибирь

Blackbourn Reports: Western Siberia

Роснефть: потенциал восточной арктики

Rosneft: Potential Of The Eastern Arctic

Дэвид Бэмфорд: Как нам разведать российский Арктический шельф?

David Bamford – The Key to Arctic Exploration

ROGTEC беседует с Гоханом Акером, вице-президентом по бурению TNK-BP о новой эре в бурении

ROGTEC Talks to Gokhan Aker, Drilling Director at TNK-BP: Drilling for the New Era

ТНК-Уват: площадка для инноваций в бурении

TNK-Uvat: Where Drilling Innovation Comes to Life

Tethys Petroleum: Опыт применения технологии радиального бурения: Северный Уртабулак

Tethys Petroleum on Radial Drilling Technology Case History: North Urtabulak

Разведка и добыча в Арктике: оживляется интерес к этой сложной задаче

Unlocking The Arctic: E&P industry warms to the challenge

Штокман Девелопмент АГ: Tехнологии добычи под водой на глубине 300 м

Shtokman Development AG: Subsea Technology At 300m

Новые технологии в компании Лукойл: гидропривод ШГН «Гейзер»

LUKoil: Production Technology Implementation

Интервью ROGTEC: Гарет Эвери, NALCO

The ROGTEC Interview: Gareth Every, NALCO

42 48 ROGTEC

68 www.rogtecmagazine.com

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

www.fmctechnologies.com

www.rogtecmagazine.com

Я надеюсь, что вы насладились летним сезоном – нам было приятно встретиться со всеми, кто посетил отраслевые выставки этим летом. Мы с гордостью представили 25-й выпуск нашего журнала на выставках Caspian Oil & Gas и MIOGE, ставшими большим успехом для всей команды ROGTEC. На выставках мы услышали много замечательных отзывов, таких как “ваш журнал просто повсюду!”, услышанное нами множество раз от наших прошлых и нынешних рекламодателей. Александр Пантелеев, наш новый менеджер по подписке и распространению в России, уже достиг больших успехов – отлично сработано, Александр! Возвращаясь к текущему выпуску журнала и учитывая, что лето вот уже почти закончилось, кажется логичным поговорить обо всем арктическом. В преддверье будущих отраслевых выставок, посвященных этой теме, включая RAO CIS Offshore и, затем, SPE Arctic, в 26-м выпуске нашего журнала мы продолжаем освещать эту тему. Наш редактор по морским проектам Марк Томас описывает сложные задачи, стоящие перед компаниямиоператорами, работающими в суровых климатических условиях Арктики. Мы также рады впервые предоставленным материалам компании Штокман Development AG и надеемся, что этот шаг станет началом долгого плодотворного сотрудничества. В разделе “Разведка”, Роснефть освещает различные существующие представления о запасах углеводородов в Арктике ио том, как компания планирует внедрять новые технологии разведки, чтобы получить лучшее представление о запасах этого региона. Грехем Блэкберн продолжает цикл публикаций о геологии Западной Сибири. Мы также рады снова приветствовать Дэвида Бэмфорда с обзором технологий, которые, по его мнению, будут удачно работать в суровых условиях Арктики. О буровых работах речь пойдет в интервью с Акером Гоканом, возглавляющим бурение в компании TNKBP, и еще в одной статье, где рассматриваются технологии бурения, используемые TNK-BP на Уватском месторождении. В разделе “Производство” рассказывается о результатах использования компанией Лукойл новых насосных и добычных систем российского производства, позволяющих повысить эффективность и сократить энергопотребление.

10 ROGTEC

Исходя из того, насколько хорошо был принят журнал PowerTec Россия, Mobius Group продолжает расширять издательскую деятельность в этой отрасли в России и под знаменем “PowerTec Россия” представляет новый журнал о технологиях передачи, распределения и розничной продажи электроэнергии. Скоро мы расскажем об этом подробнее. Учитывая отклики участников отрасли и с целью оставаться самым широко читаемым журналом по разведке и добыче нефти и газа в России, мы также решили сконцентрировать усилия на распространении нашего журнала по подписке, нежели через бесплатную рассылку. Установленная стоимость годовой подписки на ROGTEC составит 100 евро, что позволит вам получать все публикации во всех форматах по цене, значительно ниже стандартных региональных изданий. Чтобы продолжить получать печатный вариант журнала ROGTEC, пожалуйста, свяжитесь с Александром по этим адресам: alexander.panteleev@rogtecmagazine.com или circulation@rogtecmagazine.com СРОЧНАЯ НОВОСТЬ: Буквально перед подписанием в печать этого выпуска журнала ROGTEC, Роснефть и ExonnMobil сообщили о расширении своего партнерского соглашения по включению в него лицензионной площади в Карском море, на которую BP уже имела соглашение ранее, но потеряла. Предприятие по совместной разведке и разработке обеспечит более плотное сотрудничество между двумя компаниями, включая организацию Арктического Исследовательского Центра и, самое главное, разведочные работы огромных морских запасов России. Я надеюсь, что вам понравится этот номер нашего журнала, и вы продолжите свою подписку.

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

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.

Editors Notes EDITORSNOTES EDITORS Dear Readers, I hope you have all enjoyed the summer – it was good to catch up with everyone during the shows. From our point of view, we were very proud to showcase our 25th issue at the Caspian Oil & Gas Exhibition and MIOGE, which were both a great success for the ROGTEC team. We received great feedback at the shows, such as; “your magazine is everywhere!” which came in from past and current advertisers on multiple occasions - Alex Panteleev, our new Russian circulation & subscription manager is doing a great job already – well done Alex! Back to the current issue and given that the summer is all but over, it seems fitting that we move on to all things Arctic. With the upcoming run of shows on this topic, including the RAO CIS Offshore and then SPE Arctic show, we follow this theme in issue 26 of ROGTEC. Our offshore editor, Mark Thomas assesses the challenges faced by operators in this harsh environment and we are very pleased to have Shtokman Development AG writing for us for the first time in what we hope will be a long working relationship. On the exploration side, Rosneft look the differing ideas of the total reserves in the Arctic, and how they are implementing new exploration technologies to get a firmer idea. Graham Blackbourn continues his series on the geology of Western Siberia, and we also welcome David Bamford back as a contributor with his slant on what technologies he believes will work for these harsh Arctic conditions. On the drilling side, we run an interview with Gokhan Aker, head of drilling at TNK-BP, plus another great article from TNK BP looking at drilling technologies in the Uvat field. Looking to production, we have LUKoil assessing the results of a new pump and production system, from a Russian manufacturer, that increases efficiency and reduces energy consumption.

12 ROGTEC

Following the fantastic reception of PowerTec Russia Magazine, The Mobius Group is continuing to expand its magazine title offering in Russia with the launch of the latest publication under our “PowerTec Russia” banner looking at transmission, distribution and utilities technology. More on this shortly. In light of industry feedback and in order to ensure we remain as the most widely read upstream O&G publication in Russia, we are also refocusing our efforts in moving to a subscription based model rather than a free distribution system. We have priced ROGTEC Magazine at 100€ for a year’s subscription, which enables you to see all our content in all formats for a price significantly discounted from regional standards. To ensure you continue to receive your printed issue of ROGTEC, please contact Alex on: alexander.panteleev@rogtecmagazine.com or circulation@rogtecmagazine.com BREAKING NEWS: Literally as I press the button to print this issue of ROGTEC, Rosneft and ExonnMobil have just announced a widening of their partnership agreement to include the acreage in the Kara Sea that BP had previously had, and lost an agreement for. The joint exploration and development company will see greater co-operation from both companies including the setting up of an Arctic Research Centre and most notably the exploration of Russia’s vast offshore reserves. I hope you enjoy this issue and will continue to subscribe with us.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

Ваша беспроигрышная комбинация

Зачастую сложная задача повышения точности измерения расхода газа – это вопрос выбора верной комбинации оборудования. Комплексные измерительные системы ЭльстерИнстромет — идеальное решение этой непростой проблемы.

Ультразвуковой газовый расходомер Q-Sonic

Ультразвуковой и турбинный расходомеры теперь идеально сочетаются благодаря уникальным характеристикам нового турбинного расходомера SM-RI-2, в котором нам впервые в мире удалось реализовать возможность измерения потоков газа в обоих направлениях, а также снизить перепад давления на 50% и увеличить пропускную способность, чтобы она соответствовала рабочему диапазону ультразвукового расходомера такого же размера. Комбинация двух принципов измерения расхода обеспечивает вам максимально возможную точность и надежность измерений, без ограничения потенциала каждого из них. Вам также гарантированы минимальные затраты на обслуживание, благодаря опциональной автоматической системе подачи смазки и технологии TurbinoScope®, которая анализирует состояние и метрологические характеристики турбинных расходомеров непосредственно на месте установки. Наш новый турбинный расходомер SM-RI-2 устанавливает мировой стандарт для рабочего и эталонного оборудования наивысшего класса. Это результат многолетнего опыта и новаторского подхода к нашей работе.

www.rogtecmagazine.com

Турбинный газовый расходомер SM-RI-2

Ведь мы все делаем для того, чтобы наши комбинации оказывались для вас беспроигрышными…

Elster-Instromet Rijkmakerlaan 9 2910 Essen Belgium/Бельгия Тел. +32 3 670 0700 Elster-Instromet Steinern Strasse 19-21 55252 Mainz-Kastel Germany/Германия Тел. +49 6 134 6050 sales@elster-instromet.com www.elster-instromet.com Elster-Instromet 119049 Россия, Москва, 4-й Добрынинский пер., 8, офис 204 Тел. +7 495 287 30 60 Факс +7 495 287 30 62 office@instromet.ru www.instromet.ru

ROGTEC 13

TARKO-SALE

Yen esei

Taz

РАЗВЕДКА

IGRIM

dym

Отчеты Блэкберн: НЕФТЕГАЗОВАЯ ГЕОЛОГИЯ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО БАССЕЙНА PODKAMMENAYA

SURGUT

KHANTY-MANSIISK

NEFTEYUGANSK

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

Irty s

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

Blackbourn Reports: PETROLEUM GEOLOGY OF THE WEST SIBERIAN BASIN

ISHIM

TOMSK

Irty

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSK

OMSK

Ish

NOVOSIBIRSK

Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting

500

Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

Глава 1. Введение и краткий обзор нефтегазовой геологии II.1.1 Введение Как указывалось в части I.1.3, Западно-Сибирский бассейн подразделялся различными авторами на отдельные нефтегазовые области, поэтому какойлибо общепринятой согласованной терминологии не существует. Наименования десяти нефтегазоносных областей, показанных в приложении II.1, широко используются в литературе по нефтегазовой геологии (см., напр. Максимов, 1987). Названия этих областей отличаются от названий административных единиц, показанных на Рисунок. I.1.1.

70 oE

80 E

Для целей приведенного обзора нефтегазовой геологии ЗСБ, использовался метод, схожий с использованным Петерсеном и Кларком (1991), где десять областей объединены в четыре блока на основании возраста основных пластов, преобладающего типа ловушек и природы углеводородов. Ниже приведено описание этих блоков: (1) Среднеобская нефтегазоносная область, (2) Приуральская нефтегазоносная область, (3) Южная часть ЗСБ и (4) Северная часть ЗСБ. Там, где требовалось более конкретное указание, использовались названия областей по Максимову.

14 ROGTEC

Chapter 1. Introduction and Brief Review of the Petroleum Geology II.1.1 Introduction As noted in Section I.1.3, the West Siberian Basin has been sub-divided into distinct petroleum-geological regions by various authors, and there is no wholly consistent terminology. The ten regions illustrated in Enclosure II.1 are widely used in the petroleum geology literature (after e.g. Maximov, 1987). These differ from the administrative regions illustrated in Figure. I.1.1. o

90 E

For the purposes of this discussion of the petroleum geology of the WSB, an approach similar to that used by Peterson and Clarke (1991) has been adopted, in which Maximov’s ten regions are grouped into four blocks on the basis of the age of the main reservoirs, the dominant trap type and the nature of the hydrocarbons produced. They are described in outline below, and comprise: (1) the Middle Ob region; (2) the Pre-Ural region; (3) the Southern WSB; and (4) the Northern WSB. The individual regions defined by Maximov are, however, referred to where greater precision is required. II.1.1.1 The Middle Ob Region The Middle Ob region as defined here is the same as that of Maximov (1987) depicted in Enclosure II.1. Most of the www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION o

60 oE

80 oE

70 E Blackbourn

Geological Services Ltd

Граница Западно-Сибирской платформы Boundary of West Siberian Platform

Malygin

Tasiy

Syador

Предел залегания юрского несогласия Limit of Jurassic subcrop

70 oN

W Tambey

Граница углеводородной провинции Hydrocarbon province boundary

N Bovanenko Kharasavey

Shtormov

S Tambey

E Bovanenko

Utrennee

Upper Tiuteisk Kruzenshtern

Главный разрыв Major fault

N Tambey

Gydansk

Nerstin

55km

W Seyakhin

Bovanenko

S Kruzenshtern

Neitinsk (Ney-to)

Baidarats

70 oN

Geofizichesk Arktichesk (Arktiche)

Soletsk-Khanavei Trekhbugor E Bugor

Central Yamal’sk

Ust-Yuribey

Minkhov

Chugor’yakhin

Tota-Yakhin

Khambatei Nurmin

Antipayutinsk

N Kamennomys

Semakovsk Kamennomys

Parusnoe

Maloyamal’sk

E Messoyakha

W Messoyakha

Rostovtsev

Obskoe

Suzunsk

Nakhodkinsk Yamburg Novoportov

S Messoyakha

Yurkharovsk

Vankor

Pyakyakhinskoe

Perekat Salekaptskoe

N Urengoi

N Khal’merpayntin

Lodochnoe

Khalmerskoe

Kharvutinsk Tasov

N Samburg

Tagul’skoe

E Tasov

Ta z

Russkorechenskoe

En-Yakhin Neponyatnoe

Pestsov

Zapolyar

Samburg S Samburg

Medvezh’e

65 oN

E Urengoi Yubileinoe

Nadymsk

Urengoi

Beregov

Novochacel’

Pyreinoe

Pangodinsk

W Tarkosalin

N Kazymsk

Krasnoleninsk Tugrov (E & W) Upper Kondinsk

60 oN

Symor’yakhskoeYakhlinsk W Talinsk

E Pyakutinskoe

E Kazym

Punginsk

Sugmut Romanov

Olkhovskoe

Pul’puyakhsk

N Soimlorskoe

Bolshoe

Tsentralnoe Nazymskoe

Posnokortskaya

Rogozhnikovskoe

Lebyazh’e

Em-egovsk N Kamennoe Pal’yanovsk

Central Nazymsk

Kochevskoe

N Kamynskoe Upper Lyaminsk Aipimskoe

Festivalnoe

Vengapur

Vyintoisk Pogranichnoe

N Konitlor

Chatyl’kin Ravninoe

S Vengapur Ikilorskoe

Lower Sortymskoe

Dekabr’sk

Yarainerskoe

Novogodnee

Kholmogorsk

Turinsk

Aprel’sk

W Noyabrsk

Karamov

Trom’egansk

Tektokharampur Kharampur S Kharampur

S Tarkosalin Vengayakhinskoe Etypurskoe

Tyansk E Trom’egansk

Karempostskoe N Rogozhnikov

S Tarasov

Krainee W Sutorminsk Sutorminsk

Terel’

Taz

Nulin-Tursk

m dy

Upper Chasel’sk

Khanchei

E Tarasov Ust’Tarasov Kharampur W Kharampur

Barsukov Komsomol’skoe Muravlenkovsk

Lykhminsk

S Syskonsyn’in

Von’egansk

S Khadyr’yakin

Gubkin Purpeiskoe N Tarasov

Upper Purpeiskoe

S Khulymsk

65 oN

Ust’-Chasel’sk

W Purpeiskoe

Central Khulymsk

Kislorskoe

Peschanoe Oval’noe

Kynsk

S Tanlov

Chuel’sk

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

Fakhirov

Yumantyl’

E Tarkosalin

Karasevskoe

S Alyasov

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

Termokarstovoe

Khadyr’yakhin

N Komsomol’skoe

Berezov

Chernichnoe

S Geolog

S Pyreinoe

N Gubkin N Alyasov Deminsk Pokhromsk

S Russkoe

Evo-Yakhinsk

Yamsoveiskoe

NADYM

Mangazeyskoe

YaroYakhinskoe

Pur

Nydinsk

Russskoe

W Zapolyarnoe S Purovskoe

Sandibinsk

Kogolymsk S Yagunsk Gribnoe

Kamynskoe Alekhinskoe

Valuninsk

Povkhov

N Var’eganskoe

Kholmistoe

Tevlinsk

S Udmurtskoe

Konitlor Vat’egansk

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

Enclosure 5

Irtysh

S Yarokskoe

Karabashsk

N Kal’chinsk

Tailakovsk

Pikhtovoye

Irty

Yakkunyakhskoe Pervomaisk

S Tailakovsk W Yutymskoe

Olen’e Grushev Stolbov Katyl’gin

Novo-Yutymskoe Duklin

Urnensk Usanovsk

TYUMEN

Taitymsk

Ust-Tegussk

UST’-TYM

N Vasyugansk

Lomovoe Ozernoe

Central Vasyugansk

W Katyl’gin

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

Lontyn’yakhsk

NOV. VASYUGAN

W Krapivinsk

Glukhovsk E Moiseevsk S Festival Pon’zhev Tagai

Karaisk W Karaisk

Prirakhtovsk

Fedyushkin Igol’sk Talov

Sergeev

Bochkarev

Krylovskoe

Zarechnyi

Upper Tara Maloichsk Mezhovsk

Kolpashevskoe

Rybal’noe

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

55 N

W Luginetsk

Tevrizsk

Tolparov

Chkalovsk

Ledovoe

Aiyaunsk

Kal’chinsk

60 oN

Rakitinsk E Tara Tai-Dassk

E Mezhovsk Veselovsk E Mezhovsk

70 E

ysh

80 E

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

ROGTEC 15

РАЗВЕДКА

60 E

75 oN

70 E

80 E

90 E

100 E

KARA SEA T

m ai

P en

la ins u

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

BARENTS SEA

ML ZE

Kola Peninsula 70 oN

PECHORA SEA

Yamal Peninsula

i -K

70 oN

Gyda Peninsula n Ye

ei es

i Ri

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 N

UST’-TYM

Irty

Rid

ALEKSANDROVSK

S I B E R I AN

60 oN

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 oN

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

Yene sei

60 N

РА В Н И Н А dym

Taz

ГО РЫ

TARKO-SALE

IGRIM

Irty PETROPAVLOVSK

OMSK

Tu r Vall gai ey

Ish

NOVOSIBIRSK

60 E

50 oN

100

200

300

400

ASTANA

NORTH

500

K A Z AK

U P LA N

Kilometres

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 II.1.1.1 Среднеобская область Среднеобская область в нашем описании совпадает с определенной Максимовым (1987), как представлено в Приложении II.1. Большинство добываемых в этой области углеводородов относятся к раннемеловым терригенным отложениям, и формировались, в основном, в антиклинальных и стратиграфических ловушках, расположенных в свите проградационных клиноформ. Два крупных местных поднятия, Сургутский и Нижневартовский своды, доминируют в этой области (Приложение II.1, Приложение 5), и значимая доля всей добываемой в ЗСБ нефти относится именно к ним. В этой области расположены Самотлорское и несколько других очень крупных нефтяных месторождений.

16 ROGTEC

production in this region is oil from Early Cretaceous clastics, mainly in anticlinal and stratigraphic traps within a series of progradational marine clinoforms. Two large regional uplifts dominate this area, the Surgut and Nizhnevartov arches (Enclosure II.1, Enclosure 5), which together account for a substantial proportion of the oil produced in the WSB. The Samotlor field and other giant oil fields are located in this area. II.1.1.2 The Pre-Ural Region This includes both the Pre-Ural and Frolov regions shown on Enclosure II.1. Production in the Pre-Ural region in the western part of the basin is primarily from Late Jurassic clastics. There is also some production from www.rogtecmagazine.com

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

PITT-CHaR® XP

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

www.sigmacoatings.com/protective

РАЗВЕДКА

1800

KRASNOSOL’KUP HOMOCLINE

SURGUT ARCH СУРГУТСКОЕ ПОДНЯТИЕ

КРАСНОСЕЛЬКУПСКАЯ ГОМОКЛИНАЛЬ

Samotlor-59 Самотлор-599

1900

Samotlor-104 Самотлор-1047

Sorominsk-283 Сороминск-283

OB’-VASYUGAN ОБЬ-ВАСЮГАН

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

Ershov-170 Ершов-170

2000 2100

Khokhryakov Хохряковское

Greater Samotlor

2200

Stage Ярус

Эпоха

Period Период

Epoch

2300

Carboniferous Каменноугольный

Среднеюрский

Middle Jurassic

Bajocian Bath Байосский Батский

Jurassic Юрский

Ershov Ершов

Sorominsk Сороминск

Stavropol’sk Ставропольск

Enitorsk Ениторск

2400 2500

Late Jur. Позднеюрский

South Agansk Южный Аганск

2500

2600 2700 2800 2900 3300

Cv Ct

3700 4100 4500

Devonian Девонский

4900

D2 D1

5300 5700

Silurian Силурийский Ordovician Ордовикский Camb. Кембрийский

6100 6500

S O

6900

Line of section shown on Enclosure II.1

Линия разреза из Приложения II.1

After Kirda, N. P. (2005)

По материалам Кирда Н.П. (2005)

Приложение 5: Поперечный разрез юрского, триасового и палеозойского периода центральной части западносибирского стратиграфия и тектоника Enclosure 5: Cross section of the Jurassic, Triassic and Palaeozoic from the Central West Siberian Basin (Surgut Arch to its eastern II.1.1.2 Приуральская область Сюда входят Приуральская и Фроловская нефтегазовые области, показанные в Приложении II.1. Производство в западной части бассейна в Приуральской области, в основном, приурочено к позднеюрским терригенным отложениям. Некоторая часть нефти также добывается из раннемеловых терригенных пластов и из выветренных пород фундамента. Ловушки преимущественно совмещенного структурного и стратиграфического типа, пласты выклинивающиеся по отношению к приподнятым породам фундамента. Приуральская область на юге преимущественно нефтеносна, на севере – газоносна. II.1.1.3 Южная часть ЗСБ В нее входит Каймысовская, Васюганская и Пайдугинская нефтегазоносные области (Приложение II.1). Большинство местных месторождений нефтяного и нефтегазового типа, относятся к юрским терригенным отложениям и заключены преимущественно в антиклиналях или поднятиях на сводах фундамента. Часть углеводородов также добывается из средне- и позднеюрских карбонатных пластов Нюрольского бассейна.

18 ROGTEC

Early Cretaceous clastic reservoirs and from weathered basement. The traps are mainly of a combined structural and stratigraphic type, with reservoirs pinching out against uplifted basement rocks. The Pre-Ural area is mostly oilproducing in the south and gas-producing in the north. II.1.1.3 The Southern WSB This includes the Kaimysov, Vasyugan, and Paidugin regions (Enclosure II.1). Most of the producing fields here are of oil and oil-and-gas within Jurassic clastics, and are mainly trapped within anticlines or uplifts overlying basement highs. Some production is also obtained from middle and late Palaeozoic carbonate reservoirs in the Nyurol’ Basin. II.1.1.4 The Northern WSB This area comprises the Yamal, Gyda, Nadym-Pur, and Pur-Taz regions (Enclosure II.1). Gas and gas-condensate are produced from mainly Late Cretaceous (Cenomanian) clastics within anticlinal traps. Urengoi, one of the world’s largest gas fields, and several other giant gas fields are located in this area. II.1.2 Main Features of the Petroleum Geology of the West Siberian Basin The timing of trap development differed slightly within each of www.rogtecmagazine.com

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

okhryakovsk-58 хряковское-58

1800

Kolyk-Egansk-23 Колык-Еганск - 23

1900 2000

v е

2100 2200 2300 2400

2500

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

Silurian Силурийский

Siltstone Алевролит

Ordovician Ордовикский

Limestone Известняк

Cambrian Кембрийский

Marl Глинистый известняк

Volcanics Вулканический

бассейна (Сургутское поднятие до его восточной окраины). Упрощенная и предположительная глубокая margins ). Deeper stratigraphy and structure is simplified and conjectural II.1.1.4 Северная часть ЗСБ К ней относят Ямальскую, Гыданскую, Надым-Пурскую и Пур-Тазовскую области (Приложение II.1). Добываются здесь газ и газоконденсат, преимущественно из антиклинальных ловушек терригенных отложений позднего мела (Сеноманский ярус). Один из крупнейших газовых районов, Уренгой, и несколько других крупных газовых месторождений находятся в этой части Западно-Сибирского бассейна. II.1.2 Основные характеристики нефтегазовой геологии Западно-Сибирского бассейна Возраст формирования ловушек несколько отличается для каждой из описанных выше четырех основных нефтегазоносных областей. На большей части ЗСБ, приподнятые блоки фундамента присутствовали еще до заложения пластов юрского и мелового периодов. В Приуральской области и в Южной части ЗСБ, юрские пласты часто выклиниваются относительно этих блоков. Структуры, к которым относятся ловушки углеводородов в Северной части ЗСБ, предположительно формировались в начале мезозоя и развились еще больше благодаря региональному вздыманию земной коры в третичный период, которое принято считать отголоском столкновения www.rogtecmagazine.com

the four major producing areas defined above. Throughout most of the WSB, uplifted basement blocks were present prior to the deposition of Jurassic and Cretaceous reservoirs. In the Pre-Ural and Southern WSB areas, Jurassic reservoirs commonly pinch out against these blocks. Structures responsible for trapping hydrocarbons in the Northern WSB are thought to have formed early in the Mesozoic and were enhanced by regional uplift in the Tertiary, presumably a farfield effect of the collision of the Indian continent with Eurasia. Structures in the Middle Ob region commonly formed at approximately the same time as deposition of the reservoirs. Differential compaction may also have had a significant role in trap development in most areas. A substantial stratigraphic component is important in reservoir, source rock and trap development in almost all parts of the basin. In addition to the main hydrocarbon accumulations within Jurassic and Cretaceous reservoirs, oil and gas have also been found in several areas within pre-Jurassic (largely middle and late Palaeozoic) sediments, with commercial accumulations within the Nyurol’ Basin (Fig. II.2.1). The oils within Palaeozoic reservoirs here are chemically distinct from the Mesozoic oils, and are thought to have been generated from one or more Palaeozoic sources (Section II.2.1.1). Seismic data indicate the presence of a substantial thickness

ROGTEC 19

РАЗВЕДКА

20 ROGTEC

Late Jurassic

Albian

Cenom-anian

Turonian

E&M Age Jurassic Ma

Igrim-Shaim

Frolov Krasnoleninsk

Berezov-Shaim

Frolov

90 U v a t

S u i t e

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

100

V i k u l o v

S u i t e

S u i t e K o s h a i

110

Ulansynsk Suite 120

M e m b e r

Leushinsk Suite

115

Mulymya

t e S u i

l o v F r o

Suite

Achimov M

125 130

T u t l e i m

S u i t e

135 140 145 150 155 160 165 170

A b a l a k

S u i t e

Bed Ju 2

T y u m e n

S u i t e

Bagras Member Vym Suite

175

Radomsk Subsuite

Togur Member

180

Sherkala Suite

Pleins-bachian

Toar- Aalen-cian -ian

Bajoc-ian

Bath-onian

Callo- Oxfor- Kimmer-vian -dian -idgian

Tithonian

Berri-iasian

Valang- Hauter- Barrem-ian -inian -ivian

Aptian

105

it Un e uit sk a S lkin ulk ogu B

Дополнительные недоразведанные потенциально нефтегазоносные сукцессии присутствуют в обломочных толщах триасового периода в Северной части ЗСБ, и в палеозойском фундаменте в некоторых районах бассейна. Основные риски в этих районах

B Cretaceous

g Vo

Помимо основных скоплений углеводородов в юрских и меловых пластах, нефть и газ также обнаружены в нескольких зонах доюрского периода (в основном, в отложениях среднего и позднего палеозоя), а в Нюрольском бассейне присутствуют скопления углеводородов промышленного масштаба (Рис. II.2.1). Нефть палеозойских пластов отличается по химическому составу от мезозойской нефти, и предполагается, что она формировалась из одного или нескольких источников палеозойского возраста (Разрез II.2.1.1). Данные сейсморазведки показывают наличие значительной толщи неметаморфизованных или слабо метаморфизованных отложений палеозоя в некоторых частях бассейна (Разрез I.2.2). В Среднеобской области их мощность достигает 3-4 км, а в некоторых других частях бассейна 5-7 км. Поэтому основные серии нефтегазоносных толщ ЗСБ – терригенные отложения юркого, неокомского, и аптско-сеноманского периодов. Поверх них, соответственно, залегают мощные зональные сланцевые отложения кимериджского и валанжинского ярусов (Баженовская свита), аптского и альбского ярусов (Алымская свита и ее эквиваленты), и туронского яруса (Кузнецовская свита) (Рис. I.3.3). Другие потенциально уплотнительные породы развиты вплоть до олигоцена, но они, в основном, непостоянны, ненадежны и, насколько известно, не содержат ловушек углеводородов. Корреляция между распространением нефти и газа и присутствием органического материала в различных сукцессиях материнских пород кажется довольно простым. Мощные и широко распространенные материнские толщи сапропелевого и гумусового, а также смешанного типа присутствуют в нефтегазоносных системах как юрского, так и неокомского периода. Скопления преимущественно газа или газоконденсата обнаруживаются в Северной части ЗСБ и на севере Приуральской области; преимущественно нефтяные – в Среднеобской области, на юге Приуральской области (включая Фроловскую область) и в Каймысовской области; смешанные нефтяные и газовые залежи – в Васюганской и Пайдугинской областях.

NW Facies Zones

индийского континента с Евразией. Структуры Среднеобской области зачастую формировались в то же время, когда происходило заложение пластов. Дифференциальное уплотнение также могло сыграть значимую роль в формировании ловушек в большинстве районов. Почти на всей территории бассейна, стратиграфический фактор имел большое значение в формировании пластов, материнских пород и ловушек углеводородов.

185

Sin

190

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

Рисунок I.3.3: Литостратиграфия юрского и мелового периодов Figure I.3.3: Jurassic and Cretaceous (Pliensbachian to Tithonian) of unmetamorphosed or lightly metamorphosed Palaeozoic sediments in several parts of the basin (Section I.2.2). In the Middle Ob region they are known to reach 3-4 km thick, and in several other parts of the basin they may reach 5-7 km. The main hydrocarbon-bearing successions within the WSB are therefore clastic deposits of Jurassic, Neocomian, and Aptian to Cenomanian age. These successions are www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION SE

B’ Cretaceous

Ryavkin-Vasyugansk

Aleksandrovsk

Purpei-Vasyugan

Sil’ginsk Nyurol’

95 P o k u r

k Suite

Vande

i Suite

Vartov

i Suite

Kiyali

Suite

Sortym Suite Achimov Member

Megion Suite Achimov Member

B a z h e n o v

Tara

nsk

125

Suite 130

Kulomza Suite

B Ya

135

Mar’yanovsk

S u i t e Georgievsk Suite

Ju 1

Reg

Ju 1

ress iv

145

S u b s u i t e

Ju 1

r-co

T y u m e n

IA T y u m e n

Sherkala

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

Uni

Ju 1

155 Naunaksk Suite

160

Aptian

S u i t e

165

Coal U

170

S u i t e

175 Member

180

Suite 185 190

Sin

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

T2 I

150

Khudoseevsk Suite Togur

Gorelaya Suite

Ju 1

Georgievsk Suite Transgressive

Ju 1 V a s y u g a n

Ju 1 Inte

140

Suite

L o w e r

120

Suite

Valang- Hauter- Barrem-ian -inian -ivian

Vande

Berri-iasian

Bath-onian

Achimov Member

115

pai Suit

Ust’-Baly

Bajoc-ian

Member

Akhsk Suite

110

Bed A-1

Sango

105

III

S u i t e

Tithonian

B0 Sherkashinsk Suite

A l y m

100

Pleins-bachian

S u i t e

Cenom-anian

S u i t e

Callo- Oxfor- Kimmer-vian -dian -idgian

K u z n e t s o v

E&M Jurassic Age Ma 90

Kolpashev

Turonian

Pre-Ob

Late Jurassic

Azharminsk

Albian

Nihnevartovsk

Toar- Aalen-cian -ian

Surgut

Facies Zones

Tobol’sk-Nadym

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

B l a ck bou r n Geological Services Ltd

вдоль СЗ – ЮВ линии через центр равнины Западной Сибири (линия разреза В-В показана на Рис I.3.4) lithostratigraphy along a NW-SE line through the central West Siberian Plain (line of section B-B’ shown on Figure I.3.4) связаны с тем, окажутся ли породы материнскими, и не перезрелыми. На большей части Западно-Сибирского бассейна, геотермический градиент близок к нормальному. Самые низкие значения (2.8—3.0° C/100 м) наблюдаются в юго-восточных районах, наиболее высокие (>4.5° C/100 www.rogtecmagazine.com

overlain by thick regional shale deposits of Kimmeridgian to Valanginian (Bazhenov Suite), Aptian to Albian (Alym Suite and equivalents), and Turonian (Kuznetsov Suite) ages respectively (Fig. I.3.3). Further potential seals exist up to the Oligocene, but these are generally impersistent and unreliable and are not known to trap commercial hydrocarbons. There appears to be quite a simple relationship between

ROGTEC 21

РАЗВЕДКА Уральский складчатый пояс Urals Fold Belt

70 oE

60 oE

75 oN

80 oE

90 oE

100Eo

КАРСКОЕ МРЕ KARA SEA

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

75 oN

70 N

ne Ye

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

i se

YAMBURG

NORIL’SK

Граница Западно-Сибирской платформы

IGARKA

NAKHODKA

Margin of West Siberian Platform

Taz

o 65 N

NADYM TARKO-SALE r

dym

Taz

100Eo

Ye nes ei

IGRIM

6 0No

PODKAMMENAYA SURGUT

KHANTY-MANSIISK

NEFTEYUGANSK

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

60N

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irty

UST’-TYM NOV. VASYUGAN

TOBOL’SK

YENISEISK LESOSIBIRSK

60 oE TYUMEN

55No

ISHIM

TOMSK

KRASNOYARSK

Tob o

l’

KURGAN

Ir ty

PETROPAVLOVSK

55N

OMSK

NOVOSIBIRSK

ASTANA

5 0No

50N

70 oE

100

200

Километры

300

400

Kilometres

500

90 oE

Blackbourn Geological Services Ltd

the distribution of oil and gas and the nature of the organic material present within the various source-rock successions. Thick and widespread source-rock units of either sapropelic or the humic type, or mixtures of the two, are present in both the Jurassic and Neocomian hydrocarbon systems. Accumulations of predominantly gas or gas-condensate are found in the Northern WSB and northern Pre-Ural regions; predominantly oil is found in the Middle Ob and

22 ROGTEC

80 oE

southern Pre-Ural regions (including the Frolov region) and the Kaimysov region; and mixed oil and gas are found in the Vasyugan and Paidugin regions. Additional underexplored potential hydrocarbon-bearing successions are present within the Triassic clastic succession in the Northern WSB, and in the Palaeozoic basement in various areas. Whether source rocks are present and not www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION м) – в Приуральской области на западе бассейна. На остальной части бассейна, обычно встречаются значения в пределах 3.3—4.2° C/100 м (Дучков и др., 1995). Современные температуры на вершине Тюменской свиты, принадлежащей к средне и позднеюрскому периодам, на основании данных по 3200 скважинам, находятся на уровне от 30- 50° C, где свита выклинивается по краям бассейна, до 100-130° C в центральной и северной частях бассейна. Соответствующие температуры на вершине неокомского яруса варьируются от 30-60° C до 80-100° C, а на вершине сеноманского яруса – от 10-20° C до 55° C. Температуры в неглубоких частях сукцессии на большей части ЗСБ понижены в связи с мощным слоем вечномерзлых пород (Разрез I.1.2). Теплопередача на территории бассейна подробно рассматривалась Курчиковым (2001). Для мезозойских и третичных сукцессий, генерация и скопление углеводородов происходили следующим образом: 1. Биогаз начал генерироваться в позднем и среднем юрском периоде, а в Северной части ЗСБ – в среднеюрское время. Большое его количество было утеряно в отсутствии уплотняющих непроницаемых пород. Некоторые из нижних частей юрского отдела, возможно, находились в главной зоне нефтеобразования уже в позднеюрском периоде. 2. Материнские породы в нижней части юры генерировали нефть и газ на большей части территории ЗСБ в раннемеловое время. 3. Генерация нефти в юрских материнских породах, скорее всего, сократилась после сеноманского времени, в особенности на больших территориях в Северной части ЗСБ, где температуры поднялись выше 145-150° C. Пик нефтеобразования в Баженовской свите происходил, по видимому, с начала и до середины третичного периода.

overmature appears to be the major risk factor in most of these regions. Geothermal gradients are close to normal in most parts of the WSB. The lowest values (2.8—3.0° C/100 m) occur in the southeastern part of the basin, with highest values (>4.5° C/100 m) in the Pre-Urals region in the west. Values of 3.3—4.2° C/100 m are typical of the remainder of the basin (Duchkov et al., 1995). Present-day temperatures at the top of the Middle to Late Jurassic Tyumen Suite, based on 3200 wells, range from 30- 50° C where it pinches out around the margins of the basin, to 100-130° C in central and northern parts of the basin. Corresponding temperatures at the top of the Neocomian range from 30-60° C to 80100° C, and at the top of the Cenomanian from 10-20° C to 55° C. Temperatures within shallow parts of the succession are depressed over most of the WSB owing to the thick permafrost layer (Section I.1.2). Heat flow throughout the basin has been considered in detail by Kurchikov (2001). The following sequence of episodes of petroleum generation and accumulation has been proposed for the Mesozoic and Tertiary successions: 1. Biogenic gas began to be generated in the Lower and Middle Jurassic in the Northern WSB during the Middle Jurassic. Much of this gas was lost owing to an absence of seals. Some lower parts of the Jurassic section may already have been in the oil window by the Late Jurassic time. 2. Source rocks within the lower part of the Jurassic were generating oil and gas over much of the WSB area during the Early Cretaceous. 3. Oil generation within some Jurassic source rocks probably diminished after the Cenomanian, especially over much of the Northern WSB where they would have reached temperatures greater than 145-150° C. Peak oil generation from the Bazhenov Suite may have occurred during the early- to mid-Teritary.

4. Региональное воздымание в неоген вызвало падение пластового давления, некоторая часть газа ушла из раствора, в то же время произошло формирование новых ловушек и перераспределение прежних скоплений.

4. Regional uplift during the Neogene caused a drop in reservoir pressures; some gas was released from solution, and the formation of new traps and the redistribution of old accumulations occurred.

Более подробно нефтегазовая геология ЗСБ описана в Части II данного отчета, где известные и потенциальные нефтегазоносные системы рассмотрены в стратиграфическом порядке, начиная от палеозоя и выше. Кайнозойские породы в ЗСБ маломощные, неглубокого залегания и почти не содержат потенциально уплотняющих пород. Кайнозойская сукцессия была описана в Разделе I.3.4. Она не считается перспективной и поэтому в отношении нефтегазовой геологии бассейна в настоящем отчете не рассматривается.

The petroleum geology of the WSB is described further in the remainder of Part II of this report, which considers the known and potential hydrocarbon systems in stratigraphic order, from the Palaeozoic up. The Cenozoic of the WSB is thin, shallow, and almost devoid of potential seals.

В следующем выпуске мы рассмотрим нефтегазовую геологию доюрского периода.

In the next excerpt, we will look at the Petroleum geology of the pre-Jurassic period.

www.rogtecmagazine.com

The Cenozoic succession was described in Section I.3.4. However, it is not regarded as prospective, and is not considered here in relation to the petroleum geology of the basin.

ROGTEC 23

РАЗВЕДКА

Роснефть: Оценка перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики

Rosneft: The Final Frontier, Hydrocarbon Potential in the Eastern Arctic Н.А. Малышев, д.г.-м.н., В.В. Обметко, к.г.-м.н., А.А. Бородулин (ОАО «НК «Роснефть»)

Введение В настоящее время ОАО «НК «Роснефть» осуществляет свою деятельность во всех основных нефтегазодобывающих регионах России: в ТиманоПечорской нефтегазоносной провинции, Поволжье и на Северном Кавказе, в Западной и Восточной Сибири, на Дальнем Востоке. На шельфах Российской Федерации и сопредельных стран работы ведутся в акваториях Охотского, Каспийского, Черного и Азовского морей. В соответствии со стратегией развития компании и «Программой ОАО «НК «Роснефть» освоения ресурсов углеводородов (УВ) на шельфе РФ до 2030 г.» в ближайшие годы планируется начало работ в акваториях арктических морей [1]. В связи с этим важную роль приобретает оценка углеводородного потенциала слабоизученных осадочных бассейнов Восточной Арктики, в которых извлекаемые ресурсы углеводородов по оценкам Министерства природных ресурсов РФ превышают 12 млрд. т у.т. Существующие проблемы и методы их решения Оценки углеводородного потенциала восточно-

24 ROGTEC

N. A. Malyshev, Dr. of Geology and Mineralogy, V.V. Obmetko, PhD Geology and Mineralogy, A.A.Borodulin (Rosneft)

Introduction Today, Rosneft’s activities cover most of the hydrocarbon producing regions of Russia: the Timano-Pechora oil and gas basin, the Volga territory, Northern Caucasus, East and West Siberia and the Far East. Along the shelf of Russian Federation and the adjacent countries, activities are underway in the waters of the Okhotsk, Caspian, Black and Azov seas. As per the company development strategy entitled - Rosneft’s Development Program of Offshore Hydrocarbon Resources (HC) until 2030 - They are planning to commence operations in the offshore areas of the Arctic sea [1]. This makes it very important to evaluate the hydrocarbon potential of littleexplored sedimentary basins of the Eastern Arctic, where recoverable resources of hydrocarbons, based on an assessment of the Russian Ministry of Natural Resources (MNR), exceed 12 billion tonnes of fuel equivalent. Addressing Existing challenges Estimations of hydrocarbon potential in the East Arctic seas vary depending on data from different sources - from 1.9 bln.toe estimated by USGS [2] to 12.2 bln.toe forecasted by the Russian MNR (as of 01.01.2002). This is both www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION арктических морей по данным различных исследователей существенно различаются – от 1,9 млрд. т н.э. по оценкам Геологической службы США (USGS) [2] до 12,2 млрд. т у.т. по оценкам МПР РФ (по состоянию на 01.01.2002 г.). Это связано как с различными методами оценки ресурсов, так и с разным пониманием истории развития и строения бассейнов. В связи с этим специалистами научнотехнического блока компании с 2007 г. проводятся специальные исследования по созданию современных региональных геологических моделей осадочных бассейнов всей российской Арктики, в том числе и восточно-арктических, бассейновому моделированию с независимой оценкой ресурсов и геологических рисков. Особенностями восточно-арктического шельфа являются его крайне низкая степень сейсмической изученности (от менее 0,01 км/км2 в Восточно-Сибирском море до 0,08 км/км2 в море Лаптевых) и отсутствие глубоких скважин. Осадочный чехол в пределах бассейнов шельфа представлен разновозрастными отложениями, фундамент сложен разновозрастными блоками древних кратонов и складчатых сооружений [3,4]. Продолжение последних в акватории небесспорно, при этом часто выступы фундамента и складчатые области не позволяют однозначно сопоставить отражающие сейсмические горизонты, прослеженные на шельфах Восточной Арктики, с горизонтами, выделенными на Сибирской платформе, в американском секторе Чукотского моря и увязанными с материалами бурения. Для обоснования стратиграфической полноты разреза, прогноза развития нефтегазоматеринских толщ (НГМТ) и очагов генерации углеводородов, коллекторов и флюидоупоров на шельфе, выделения перспективных объектов и оценки ресурсов авторами использовался бассейновый анализ, позволяющий выявить особенности становления (генезиса), современного строения и геологической эволюции осадочных бассейнов, установить условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления [5]. Такой интегрированный методологический подход включал (рис. 1):

» сбор и обобщение всей накопленной геолого геофизической информации по восточно-арктическим бассейнам и их обрамлениям (результаты бурения, геологической съемки и тематических исследований); » переинтерпретацию сейсмических материалов

(более 30000 км), направленную на стратификацию отражающих горизонтов, выделение перерывов в осадконакоплении, сейсмофациальный анализ, построение современной структурно-тектонической

www.rogtecmagazine.com

due to differences in resource evaluation methods and a different understanding of the basins’ structure and formation history. This is why, since 2007, the company’s technology block has been working on special research to establish modern regional geological models of sedimentary basins for the entire Russian Arctic, including the East Arctic, as well as basin modeling with an independent evaluation of resources and that of geological risks. The East Arctic is severely underexplored with little siesmic exploration being done - less than 0.01 km2 per squared kilometer in the East Siberian Sea and 0.08 km2 per squared kilometer in Laptev Sea - and also has an absence of deep wells. Sedimentary cover within the shelf basins is represented by formations of varying ages with basement blocks of multiple aged ancient cratons and folded formations [3, 4]. Continuation of the latter in the offshore area is uncertain, and basement highs and folded areas do not often allow for an unambiguous correlation of reflecting seismic horizons, traced in the East Arctic shelf with those distinguished on the Siberian platform, in the American sector of Chukchi Sea and tied to the drilling results. To confirm the stratigraphic completeness of the section, forecast the development for oil and gas source rock (OGSR) and hydrocarbon generation centers, reservoirs and seals, allocating prospective objects and resource evaluation, the authors have used the basin analysis, which allows for the determination of a formation (genesis) features, modern structure and geological evolution of sedimentary basins, as well as establishing the conditions of oil and gas generation and accumulation [5]. This integrated methodological approach had included (figure.1):

» collection and generalization of all accumulated geological

and geophysical information for East Arctic basins and their margins (drilling results, geological survey and thematic research);

» re-interpretation of seismic data (over 30000 km),

aimed for stratification of reflecting horizons, determination of interruptions in precipitation accumulation, seismic-facial analysis, construction of modern structural-tectonic model and reconstruction of the geological development history for the basins;

» multi-variant modelling of HC-systems; » structural-tectonic and oil and gas geological zoning; » selection of prospective areas, evaluation of resources and geological risks; preparation of recommendations for selection of most favorable areas for licensing and further study. ROGTEC 25

РАЗВЕДКА

Рисунок 1: Методологический подход к оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Figure 1: Methodological approach to evaluation of oil and gas potential of sedimentary basins модели и реконструкцию истории геологического развития бассейнов;

» многовариантное моделирование формирования УВ-систем; » структурно-тектоническое и нефтегазогеологическое районирование; » выбор перспективных объектов, оценку их ресурсов и геологических рисков, подготовку рекомендаций по выбору наиболее привлекательных участков для лицензирования и их дальнейшего изучения. Многовариантное моделирование формирования УВсистем проводилось в связи с отсутствием на шельфе скважин и соответственно результатов бурения, необходимых для калибровки моделей. При этом, с учетом множества неопределенностей в исходных данных, менялись параметры температурного режима недр, число НГМТ и их генерационные характеристики, проводимость разломов во времени и др. Оценка ресурсов углеводородов была выполнена объемным методом (при возможности выделения в бассейне локальных объектов) и методом геологических аналогий. При этом за бассейнаналог принимался Северо-Аляскинский бассейн (для Чукотского и Восточно-Сибирского морей). Геологическое строение акваторий Море Лаптевых Относительно возраста фундамента и

26 ROGTEC

Multi-variant modeling on the formation of HC-systems was undertaken due to the absence of shelf wells and corresponding drilling results which are necessary for models calibration. Considering numerous uncertainties in initial data, the parameters of subsoil temperature conditions, the number of OGSR and their potential production features, fault conductivities in time and etc, the data was altered. Evaluation of the resources was done using the volumetric method (with the possibility of separating localized objects within the basin) and by the” geological analogies” method. The North-Alaskian basin was selected as the analogous basin (for the Chukchi and East-Siberian seas). Geological structure Laptev Sea There are presently two principal viewpoints regarding the age of the basement and stratigraphic completeness of sedimentary mantle of Laptev Sea. 1. The Western part of Laptev sea basin lies in the continuation of the Siberian platform, its basement being of Early Proterozoic age. All rock complexes are present within the sedimentary mantle, from the Riphean to the Cenozoic. The Eastern part of the foundation pertains to Late Cimmerian and the cover consists of Cretaceous Cenozoic depositions. 2. The basement of the basin in every area of the shelf is of the Late Cimmerian (Early Cretaceous, Pre-Aptian) age and the cover is represented with younger (Cretaceous Cenozoic) deposits. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION стратиграфической полноты осадочного чехла на шельфе моря Лаптевых в настоящее время существуют две основные точки зрения. 1. Западная часть бассейна моря Лаптевых находится на продолжении Сибирской платформы, ее фундамент имеет раннепротерозойский возраст. В составе осадочного чехла участвуют все комплексы пород от рифея до кайнозоя. В восточной части фундамент позднекиммерийский, чехол представлен мел-кайнозойскими отложениями. 2. Фундамент бассейна повсеместно на шельфе имеет позднекиммерийский (раннемеловой, доаптский) возраст, чехол представлен более молодыми (мел кайнозойскими) отложениями. По результатам наших работ обосновано продолжение Сибирской платформы в западной части шельфа моря Лаптевых. Осадочный чехол при этом выделен в объеме пермско-кайнозойских отложений [6]. Нижележащие рифейско-каменноугольные, преимущественно карбонатные отложения с учетом предсеноманского поднятия (аплифта) и размыва пород, величина которого на палеоподнятиях достигает 3 км, были погружены на большие глубины (15-18 км) и, повидимому, значительно преобразованы. В настоящее время они входят в состав переходного комплекса

Based on the results of our work, the continuation of the Siberian platform in the western part of Laptev sea shelf was established beyond doubt. The sedimentary cover is allocated within the Permian-Cenozoic formations[6]. Underlying Riphean-Carboniferous, primarily carbonate formations, considering pre-Cenomanian uplift and erosion, the height of which in palaeo-elevations reaches 3 km, were submersed to a depth of 15-18 km, and seem to have been transformed considerably. They are currently included into the transient formation complex, or acoustic foundation. The borderline between the eastern and western part of the shelf lies along the Lazarev fault zone, which are supposed to be palaeo-transform zone. Such interpretation of the geological structure of Laptev sea shelf, by analogue with sections of the Siberian platform at the base of the sedimentary section in its western and central parts; along with the development of thick sedimentary formations of Permian, Triassic and Jurassic periods, significantly increases the possibility of potential discoveries of hydrocarbons in this area. The sedimentary cover is up to 15 km thick and is comprised of three rock types: Upper Paleozoic-Lower Cretaceous, Aptian-Early Miocene and Middle Miocene-Quaternary. The first one is of pericratonic character, the second is of synrift, and the third is of post-rift (syneclise). The pericratonic complex is composed of Permian-Triassic carbonaceous-terrigenous and Jurassic-Neocomian

РАЗВЕДКА

Рисунок 2: Структурная карта осадочного бассейна моря Лаптевых по подошве осадочного чехла (а) и примеры типовых структур (б) Figure 2: Structural map of the Laptev Sea sedimentary basin at the sedimentary cover base (a) and examples of typical structures (b) (акустического фундамента). Граница между западной и восточной частями шельфа проходит по зоне разломов Лазарева, являющейся предположительно древней трансформной зоной. При такой трактовке геологического строения шельфа моря Лаптевых по аналогии с разрезами Сибирской платформы в основании разреза осадочного чехла в его западной и центральной частях предполагается развитие мощных осадочных толщ перми, триаса и юры, что существенно повышает перспективы обнаружения здесь скоплений углеводородов. Осадочный чехол суммарной мощностью до 14-15 км сложен тремя комплексами пород: верхнепалеозойсконижнемеловым, апт-раннемиоценовым и среднемиоценчетвертичным. Первый из них имеет перикратонный характер, второй – синрифтовый, третий – пострифтовый (синеклизный). Перикратонный комплекс сложен пермскотриасовыми карбонатно-терригенными и юрсконеокомскими терригенными отложениями. Исходя из анализа результатов бурения и описания обнажений на прилегающей суше, пермско-триасовые отложения представлены преимущественно мелководноморскими и континентальными толщами, возможно, с прослоями туфов, базальтов и долеритов в триасовом интервале разреза. В направлении от суши к шельфу прогнозируется развитие более глубоководных пород вплоть до конденсированных депрессионных фаций. Юрско-неокомские отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов с прослоями и линзами известняков и конгломератов, в верхней части – с прослоями

28 ROGTEC

terrigenous rocks. Based on the analysis of the drilling data and the descriptions of discoveries on adjacent land, Permian-Triassic formations are represented mainly by shallow marine and continental strata, with possible interlayers of tuff, basalts and dolerites within the Triassic interval of the section. Development of deeper subsea rock is forecasted in a land-to-shelf direction, up to condensed depression facies. The Jurassic-Neocomian formations are represented by the interlaying of siltstone, sandstone and argillites, with layers and lenses of limestone and conglomerates, interlayers of coal in the upper part and sandstone-clay turbidite stratum in Stolbovoy and Maly Lyakhovsky islands. Shallow marine sandstone-clay formations are forecasted as the dominant layers on the the shelf. The thickness of the deposit complex for the Laptev shelf based on seismic data varies from 1-2 km to 8 km. The Synrift complex is divided into two strata – the Upper Cretaceous, that is represented exclusively by a continental coal-bearing molasse, and Paleogene-Early Miocene terrigenous stratum with the development of marine facies (from shallow-marine to depression type) in the central part of the basin. Cretaceous formations consist of conglomerates, gravelite, sandstone, siltstone and argillites with interlayers of coal at the Novosibirsk islands – with volcanic rock of various composition. Paleogene formations consist of interlaying sandstone, siltstone and argillites, and rare layers of limestone and diatomites. The thickness of the Cretaceous stratum based on seismic data varies from 400 to 3500 m, and in the Paleogene-Lower Miocene – from 600 to 5500 m. The Post-rift complex is analogous by composition to Paleogene-lower Miocene stratum. The unconformity www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION углей, а на островах Столбовой и Малый Ляховский – песчано-глинистой турбидитовой толщей. На шельфе прогнозируется преимущественное развитие мелководно-морских песчано-глинистых образований. Мощность отложений комплекса на шельфе моря Лаптевых по сейсмическим данным варьирует от 1-2 до 8 км. Синрифтовый комплекс делится на две толщи – верхнемеловую, представленную исключительно континентальной угленосной молассой, и палеогенраннемиоценовую, терригенную, с развитием в центральной части бассейна морских (от мелководных до депрессионных) фаций. Меловые отложения сложены конгломератами, гравелитами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями углей, а на Новосибирских островах – с вулканитами различного состава и их туфами. Палеогеновые отложения представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, редко с прослоями известняков и диатомитов. Мощность меловой толщи по сейсмическим данным изменяется от 400 до 3500 м, палеоген-нижнемиоценовой – от 600 до 5500 м. Пострифтовый комплекс по составу аналогичен палеоген-нижнемиоценовой толще. Он разделяется перерывом в осадконакоплении на среднемиоценплиоценовую и четвертичную толщи мощностью соответственно 200-1300 м и 175-500 м. В тектоническом плане шельф моря Лаптевых расположен в зоне сочленения древнего Сибирского кратона и трех мезозойских горно-складчатых областей: раннекиммерийской Южно-Таймырской и позднекиммерийских Верхояно-Колымской и Новосибирско-Чукотской. Генерализованные структурные тренды этих областей, обрамляющих шельф моря Лаптевых, указывают на вероятность продолжения их складчатых структур на шельф (в крайней западной и восточной частях акватории). В пределах бассейна моря Лаптевых авторами выделены крупные надпорядковые тектонические элементы – Западно-Лаптевская синеклиза и ВосточноЛаптевская антеклиза (рис. 2). Крайняя северная часть моря Лаптевых расположена за бровкой шельфа на континентальном склоне. В составе ЗападноЛаптевской синеклизы обособляются ЗападноЛаптевский выступ, Усть-Ленско-Омолойский прогиб (рифтовая система), Центрально-Лаптевский выступ и СевероЛаптевская впадина. Восточно-Лаптевскую антеклизу осложняют Бельковско-Святоносская зона грабенов и горстов и Анисинский прогиб. Значительная часть локальных объектов в западной части шельфа связана с процессами транстенсии (растяжения со сдвигом), т.е. поднятия имеют присдвиговый характер. В этой части акватории www.rogtecmagazine.com

divides it into Middle-Miocene-Pliocene and Quaternary strata that are 200-1300 m and 175-500 m thick, respectively. As for tectonics, the Laptev shelf is located in a zone of old Siberian cratons and the following three Mezozoic mountainfolded regions: Early Cimmerian Southern Taymyr, the Late Cimmerian Verkhoyansk-Kolymskaya and the NovosibirskChukotskaya. Generalized structural trends of these regions framing the Laptev shelf, indicate the possibility of a continuation of their folded structures into the shelf area. Within the Laptev basin, the authors had distinguished large super order tectonic elements – primarily the West-Laptev syneclise and East-Laptev anticlise (figure 2). The northmost part of the Laptev sea is located behind the shelf edge on a continental slope. The West-Laptev syneclise includes the distinguished West-Laptev uplift, Ust-Lensk-Omoloy through (rift system), the Central Laptev brow and the North Laptev depression. The East Laptev anticlise entangles the Belkovsko-Svyatonosskaya graben and horst zone and the Anisin trough. A large part of the local structures in the western part of the shelf pertains to transtension processes (stretch-andshift), i.e. uplifts are of shift-related nature. In this part of the aquatory, enveloping structures for basement highs are less common. For all local structures, fault tectonics is very typical (figure 2). Within the borders of the above mentioned large tectonic elements, given the presently existing grid of seismic profiles, over ten structures are distinguished, averaging about 2100 km2 in area. East Siberian and Chukchi Seas The East Siberian Sea is the least studied with regards to seismic surveying. Moreover, the vast majority of existing seismic profiles are located in its southern and western parts, thus not allowing for a full understanding of the basement structure and sedimentary mantle for the entire aquatory. Based on general geological perceptions, the structure of the East Siberian shelf is assumed to be similar to that of Chukchi Sea, which has had more study dedicated to it. In the east Siberian sea, two basins have been discovered – East Siberian basin and the Vilkitsky basin (north of the aquatory), while the Russian sector of Chukchi sea includes the South and North Chukchi basins. They are separated with ledges of the Novosibirsk-Chukotsky folded belt. These sedimentary basins are different in age, formation composition and thickness of sedimentary filling. No drilling has been done in the East Siberian Sea and the Russian part of the Chukchi Sea, however the formations from Riphean to Cenozoic have been studied in detail on outcropping areas of adjacent land, on the Wrangel and Herald islands, and also in wells drilled in the American

ROGTEC 29

РАЗВЕДКА структуры облекания выступов фундамента менее распространены. Для всех локальных структур характерна значительная нарушенность разломами (см. рис. 2). В пределах указанных крупных тектонических элементов при существующей в настоящее время сети сейсмических профилей выделено более десятка структур средней площадью около 2100 км2. Восточно-Сибирское и Чукотское моря Восточно-Сибирское море является наименее изученным сейсморазведочными исследованиями. Кроме того, подавляющее большинство сейсмических профилей расположено в его южной и западной частях и не дают полного представления о строении фундамента и осадочного чехла всей акватории. Исходя из общегеологических представлений, строение Восточно-Сибирского шельфа предполагается сходным с более изученным Чукотским. В пределах Восточно-Сибирского моря выделяются собственно Восточно-Сибирский бассейн и бассейн Вилькицкого (на севере акватории), а в российском секторе Чукотского моря – Южно- и Северо-Чукотский бассейны. Они отделены друг от друга выступами Новосибирско-Чукотского складчатого пояса. Эти осадочные бассейны различаются возрастом, формационным составом и мощностью осадочного выполнения. В Восточно-Сибирском море и в российской части Чукотского моря бурение не проводилось, однако отложения от рифея до кайнозоя довольно детально изучены по обнажениям окружающей суши, на островах Врангеля и Геральда, а также в скважинах, пробуренных в американском секторе Чукотского моря. Разрез осадочного чехла прогнозируется нами по сейсмическим данным с учетом этих материалов. Осадочные бассейны Вилькицкого и СевероЧукотский, развитые в северных частях акватории, заложены на каледонском (элсмирском) складчатом фундаменте. В их осадочном чехле мощностью до 6-18 км выделяется пять структурно-формационных комплексов: нижнеэлсмирский (верхнедевонско (?) – каменноугольно-нижнепермский), верхнеэлсмирский (верхнепермско-среднеюрский), рифтовый (бофортский, верхнеюрско-неокомский), нижнебрукский (аптверхнемеловой) и верхнебрукский (кайнозойский), разделенных серией поверхностей региональных несогласий. Нижнеэлсмирский комплекс предположительно сложен терригенными отложениями – аналогами группы Эндикотт и карбонатной группы Лисберн на Аляске, верхнеэлсмирский – преимущественно терригенными образованиями, соответствующими группе Седлрочит (формации Эчука, Кавик и Ивишак)

30 ROGTEC

sector of Chukchi Sea. We are forecasting the section of sedimentary cover based on seismic data with the consideration of these materials. The Vilkinsky and North Chukchi sedimentary basins, that are developed in the northern part of the aquatory, lie in the Caledonian (Ellesmerian) folded foundation. The sedimentary mantle is from 6-18 km thick and is in five structural formation complexes: the Lower Ellesmerian (Upper Devonian – Carboniferous-Lower Permian), Upper Ellesmerian (Upper Permian – Middle Jurassic), Rift (Beaufortian, Upper Jurassic-Neocomian), Lower Brookian (Aptian-Upper Cretaceous) and Upper Brookian (Cenozoic), and are divided into a series of regional surfaces. The Lower Ellesmerian is presumably composed of terrigenous rocks similar to the Endicott group and carbonaceous Lisburne group in Alaska, and the Upper Ellesmerian is predominantly terrigenous formations corresponding to the Sadlerochit group (formations Echuca, Kaviik and Ivishak) and Shublik, Sag River and Lower Kingak formations. In the Vilkitsky and North Chukchi sedimentary basins, the total thickness of Ellesmerian complex in this section varies from 6 km in the south to 4 km in the north of the basins. The Rift (Beaufortian) complex is represented with similarities of the Upper Kingak, Kuparuk and Pebble Shale formations on the Alaskian shelf being predominantly terrigenous, and within Chukchi peninsula it has interlayers of coal and volcanic rock of various composition. The thickest part of this complex in the Vilkitsky and North Chukchi basins exceeds 6 km. The terrigenous coal-bearing Lower Brookian complex distinguishes three stratigraphic subdivisions that are similar to the Torok formation, the Nanushuk group and Colville formation. On Chukchi peninsula, age-related analogs of this complex are predominantly granitoid. The formations of the complex have a thickness of over 6 km in the Vilkitsky and North Chukchi basins and up to 3.5 km in East Siberian and South Chukchi basins. The Upper Brookian complex is thought to be represented by terrigenous coal-bearing strata and similar, age-wise, to the Sagavanirktok formation. In the sedimentary basins of Vilkitsky and North Chukchi the deposits are over 4 km thick, and up to 1.4 km in East Siberian and South Chukchi basins. The basic structural elements of the North Chukchi sedimentary basin are the North-Wrangel ledge and the North-Chukchi trough, which is separated from the former with a hinge fault zone (figure 3). In south-eastern and south-western parts of the basin, along the overlap zone of the Wrangel-Herald, fragments of a trough are traced, which, unlike that of the Colville trough in Alaska, occupies a considerably smaller area and is less evident both structurally and thickness-wise. This must be due to development of large ledges in the Russian part of the shelf (North Chukchi zones of grabens and horsts and Mammoth uplift), that served as barriers during the www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION а

б ю

ªÀËÀ¿É½ÉÄ ÊËÉ¾Ã¼ »È»ÆÉ¾ ÊËÉ¾Ã¼» ¥ÉÆ½ÃÆ §»ÇÉÈÍÉ½»Ú ÌÍÎÊÀÈ× ËÚ¿» Ë»È¾ÀÆÚ ÀË»Æ×¿» »È»ÆÉ¾ ½»Æ» »ËËÉÎ

Крэкерджек

ChRN-1 (EU)

Центр

Лин

альны

й граб ен

ейн ый гор ст

ChRN-2 (CU)

а льд да раль ера ст Г Гор нса грабен Эва

Пограничны й горст

кая зо

на граб енов и

Западно-Чукотское поднятие Клондайк

Грабен

горсто

Кларка

кряж Тигара т горс ский тный к ан с Неш изве Не бен гра

Шм ид то

км

св

юз ÐËÀ¼ÀÍ ËÎÅÌ»

вск и

ªË»¿ÐÉ ØÄ

йг орс

кая

деп рес

сия

сту

гра

пен ь

бен Тига

Он

Шм идт а

ра

ма нс

кий

гор с

про ги

бС

но

ред

-Чу

кот ска

ям он

е вы ело

нем

ж -ни

овс

инн

ый

ин

400 км

¬ÍË»ÍÃ¾Ë»ÏÃÒÀÌÅÃÀ ÅÉÇÊÆÀÅÌÖ

ал

20 40 км

¼ËÎÅÃÈÌÅÃÄ »ÆÆÉÐÍÉÈ

ØÆÌÇÃËÌÅÃÄ

¼ÉÏÉËÍÌÅÃÄ

ÏË»ÈÅÆÃÈÌÅÃÄ

&RONTAL DOWNFOLD ANALOGUE TO #OLVILLE DOWNFOLD (INGE -AMMOTH STAGE FAULT ZONE 7RANGEL (ERALD RANGE ANALOGUE TO "ARROW POINT

ChRN-4 (JU)

Linear stage

Centra

hors ear

ChRN-1 (EU)

hi grab

en and

Klondike

horst zo

Clark gr

ors

ld h

Hera

Frontal downfoold

West Chukchi uplift

Border horst

West graben

Lin aben

d gr

Heral

Chukc

aben

Evans graben

Tigara ridge rst n ho hka ben gra wn

kno

Nes

0RUDHOE "AY

t de

pre

tage

Tiga ra On

ssio

grab

ors

Ush

Med

uth

ial d

ukc

hi m

ocli

v str

tac Cre

ons

siti

epo

sd eou

ako

Beaufort Sea

Cenozoic and Cretaceous depositions

pre-upp er C depositi retaceous ons

mid

"ROOKS RIDGE

an s

Sch

sw km

hor

Onm

ChRN-9 (lNU) ChRN-7 (eOU)

ChRN-2 (CU)

Crackerjack

l graben

Mammoth uplift

idt

ChRN-8 (NU)

ChRN-3 (PU)

Wrangel-Herald ledge

ChRN-6 (mBU)

ChRN-5 (BU)

North Chukchi (Matyushkin) downfold

ChRN-10 (QU)

Andrianov uplift

Wrangel-Herald ridge

вал Барроу

та

мен

нда с фу лек

окл

ни оже отл

о льн п уго ком нно ый е н ь м л о ка г у нно аме док

кий пер ежи м

Юж

Уша к

море Бофорта

кайнозойские и меловые отложения

доверх нем отложен еловые ия

Онм анс

ChRN-9 (lNU) ChRN-7 (eOU)

ChRN-3 (PU)

Западный грабен

ен Ге граб

Чукотс

ChRN-8 (NU)

ChRN-4 (JU)

Врангельско-Геральдский выступ Линейная ступень

Передовой прогиб

ChRN-6 (mBU)

ChRN-5 (BU)

��-�� (��)

кряж Врангеля-Геральда

ChRN-10 (QU)

Андриановское поднятие

Мамонтовое поднятие

³»ËÈÃËÈ»Ú ÂÉÈ» Ë»ÂÆÉÇÉ½

Barrow point

l omp wer on c l-lo dati n u Coa l fo Coa Pre-

ictu

own

fold

3TRATIGRAPHIC COMPLEXES 0

20 40 km

400 km

"ROOKSIAN !LLOCHTHON

%LLESMERIAN

"EAUFORTIAN

&RANKLIAN

Рисунок 3: Структурно-тектоническая схема (а), Мамонтовая ступень (б) и ее возможный продуктивный аналог (в), месторождение Прадхо-Бэй (Аляска). Figure 3: Tectonic Scheme (a), Mammoth Stage (b), it’s productive analogue (c) Prudhoe Bay oil field Alaska

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 31

РАЗВЕДКА и формациям Шублик, Саг-Ривер и Нижний Кингак. В осадочных бассейнах Вилькицкого и СевероЧукотском суммарная мощность предполагаемых в разрезе элсмирских отложений варьирует от 6 км на юге до 4 км на севере бассейнов. Рифтовый (бофортский) комплекс представлен аналогами формаций Верхний Кингак, Купарук и Пебл-Шейл, сложенными на шельфе Аляски преимущественно терригенными породами, а в пределах Чукотского полуострова – с прослоями углей, вулканитов различного состава и их туфов. В бассейнах Вилькицкого и Северо-Чукотском наибольшая мощность комплекса превышает 6 км. В составе терригенного угленосного нижнебрукского комплекса выделены три стратиграфических подразделения – аналоги формаций Торок, группы Нанушук и формации Колвилл. В пределах Чукотского полуострова возрастные аналоги данного комплекса представлены преимущественно гранитоидами. В бассейнах Вилькицкого и Северо-Чукотском мощность отложений комплекса превышает 6 км, а в ВосточноСибирском и Южно-Чукотском достигает 3,5 км. Верхнебрукский комплекс предположительно представлен терригенными угленосными толщами – возрастными аналогами формации Сагаваниркток. В осадочных бассейнах Вилькицкого и СевероЧукотском мощность отложений комплекса составляет более 4 км, а в Восточно-Сибирском и Южно-Чукотском – до 1,4 км. В пределах Северо-Чукотского осадочного бассейна основными структурными элементами являются Северо-Врангелевский выступ и Северо-Чукотский прогиб, отделенный от выступа шарнирной зоной разломов (рис. 3). В юго-восточной и юго-западной частях бассейна вдоль зоны надвигов ВрангеляГеральда прослеживаются фрагменты передового прогиба, который в отличие от прогиба Колвилл на Аляске занимает значительно меньшую площадь и менее выражен как структурно, так и по мощности. Очевидно, это связано с развитием в российской части шельфа крупных выступов (Северо-Чукотской зоны грабенов и горстов и Мамонтового поднятия), служивших барьером при формировании краевого прогиба перед фронтом складчатой области. Кроме того, Врангелевско-Геральдский выступ испытал в раннепалеогеновое время интенсивный подъем, в результате которого отложения передового прогиба, развитые в его пределах, были подвергнуты процессам эрозии, а в центральной части – полностью денудированы. Субширотное краевое поднятие, аналогичное высоконефтеперспективному валу Барроу на Аляске, в российском секторе Чукотского шельфа

32 ROGTEC

formation of the foredeep in front of the folded area. Apart from this, in the Early Paleogene age the WrangelHerald ledge underwent an intensive uplift, which caused the sediments of the foretrough to develop therein to be subject to erosion processes, and were completely denuded in the central part. Similar to the highly promising oil-bearing Barrow swell in Alaska, the sublateral bordering uplift in the Russian sector of Chukchi sea shelf in the present structural plan can only be traced near relict depressions of the foredeep. In the areas where these depressions are absent, bordering uplift is inclined northward and is practically unexpressed due to the North Chukchi trough forming from the north. In the base of the Ellesmerian complex, the authors made the first discovery of the Central Chukchi riftogenic trough of submeridianal extension, consisting of deposits of Early Carboniferous age (similar to the Endicott formation). This downfold is similar to the Hanna trough, traced in the foundation of the sedimentary mantle in the western part of the American sector of Chukchi Sea. The North Chukchi trough entangles structures of a smaller order: The Andrianov uplift, Western brachyanticline, Western, Central and Eastern trough bends. Within the North-Wrangel ledge, the following secondary structures can be distinguished: Mammoth stage, Wrangel-Herald niche, Academian and Linear1 and Linear-2 stages, and Linear horst. The majority of prospective local structures are located within the Mammoth, Academian and Linear stages. The Mammoth stage by its composition is most similar to Barrow swell, and the unique deposit of Prudhoe Bay in Alaska (see figure 3 b, c). For both the East-Siberian and South Chukchi basins, that were both formed on a younger (Late Cimmerian) folded basement, development of sedimentary cover is assumed to be up to 7 km thick and including the following complexes:

» lower synrift Cretaceous (post-Neocomian) complex with developments of grabens, semi-grabens and their separating uplifts; » average post-rift complex (Pg-N1) with numerous manifestations of long transtension structures extending N-W; » upper syneclise complex (N2-Q), deposited sub horizontally and blanketing lower complexes and basement rock. The basic structures of South-Chukchi basin are WrangelHerald zones of horsts and grabens, the Onman ledge, Schmidt depression, Ushakov ledge, Sredinny trough and the South-Chukchi monocline (see figure 3, a). All noted www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION в современном структурном плане прослеживается лишь вблизи реликтовых впадин передового прогиба. На тех участках, где эти впадины отсутствуют, краевое поднятие наклонено в северном направлении и практически не выражено в результате формирования наложенного с севера СевероЧукотского прогиба. В основании элсмирского комплекса СевероЧукотского бассейна авторами впервые выделен Центрально-Чукотский рифтогенный прогиб (трог) субмеридионального простирания, выполненный отложениями раннекаменноугольного возраста (аналогами формации Эндикотт). Этот прогиб сходен по строению с трогом Ханна, прослеженным в основании осадочного чехла в западной части американского сектора Чукотского моря. Северо-Чукотский прогиб осложняют структуры меньшего ранга: Андриановское поднятие, Западная брахиантиклиналь, Западная, Центральная и Восточная мульды. В пределах Северо-Врангелевского выступа выделяются структуры второго порядка: Мамонтовая ступень, Врангелевско-Геральдская ниша, Академическая и Линейная-1 и Линейная-2 ступени, а также Линейный горст. Большинство перспективных

localized prospective objects are located within the Sredinny trough, the Onman and the Ushakov ledges. In view of poor exploration, sedimentary basins of the East Siberian Sea are not discerned in any greater detail. The formation of the structural plan of South Chukchi and East Siberian sedimentary basins was greatly affected by transtension processes, which resulted in a wide development of shift-related structures, separated with numerous faults. In the central part of South Chukchi basin, along the main shear zone dividing the basin into two large trough – Schmidt and Spedinny - at the area of its knee-fold, the shift deformations have led to the formation of the Ushakov anticline zone with pop-up type structures, which may be of interest for exploration. Hydrocarbon Potential Laptev Sea Up to now, due to the lack of deep drilling on Laptev shelf, commercial hydrocarbon reserves have not been found. However, the close proximity of Yenisey-Khatanga oil and gas field and the presence of fields of natural bitumen in Lena-Anabar downfold (Olenekskoye etc), as well as numerous bitumen deposits on the Laptev sea coast, the islands of the Novosibirsk archipelago, and oil and gas finds in deep wells of Anabaro-Khatanga anticlinal fold and LenaAnabar trough give hope that there is a good possibility of

РАЗВЕДКА локальных структур расположено в пределах Мамонтовой, Академической и Линейных ступеней. При этом Мамонтовая ступень по строению наиболее сходна с валом Барроу и уникальным месторождением Прадхо-Бэй на Аляске (см. рис. 3, б, в). В Восточно-Сибирском и Южно-Чукотском бассейнах, сформировавшихся на более молодом (позднекиммерийском) складчатом фундаменте, предполагается развитие осадочного чехла мощностью до 7 км и включающего следующие комплексы:

» нижний синрифтовый меловой (постнеокомский) с развитием грабенов, полуграбенов и разделяющих их поднятий; » средний пострифтовый (Pg-N1) с широким проявлением протяженных транстенсионных структур северо-западного простирания; » верхний синеклизный (N2-Q), залегающий субгоризонтально и плащеобразно перекрывающий нижележащие комплексы и породы фундамента. В Южно-Чукотском бассейне основными структурными элементами являются Врангелевско-Геральдская зона горстов и грабенов, Онманский выступ, депрессия Шмидта, Ушаковский выступ, Срединный прогиб и Южно-Чукотская моноклиналь (см. рис. 3, а). Все выделенные локальные перспективные объекты расположены в пределах Срединного прогиба, Онманского и Ушаковского выступов. В связи с крайне слабой изученностью осадочные бассейны Восточно-Сибирского моря более детально не расчленяются. На формирование структурного плана ЮжноЧукотского и Восточно-Сибирского осадочных бассейнов значительное влияние оказали процессы транстенсии (растяжения со сдвигом), что обусловило широкое развитие присдвиговых структур, разбитых многочисленными тектоническими нарушениями. В центральной части Южно-Чукотского бассейна вдоль основной сдвиговой зоны, диагонально разделившей бассейн на две крупные мульды – Шмидта и Срединную, на участке ее коленообразного изгиба сдвиговые деформации привели к формированию Ушаковской антиклинальной зоны со структурами типа pop-up, которые могут представлять поисковый интерес. Прогноз нефтегазоносности Море Лаптевых До настоящего времени в связи с отсутствием глубокого бурения на шельфе моря Лаптевых

34 ROGTEC

discovering commercial deposits of oil or gas reserviors on the Laptev sea shelf. Potential oil and gas source rock in the region developed in the Permian-Paleogene section. On the edges of Laptev sea, within Lower-Permian deposits, numerous interlayers of clay are present, where organic matter (OM) of mixed (humussapropelic) and sapropelic types varies from 2.4 to 3.7%. In the Lower Triassic deposits of the Lena-Anabar region on land, the content of sapropelic OM in argillites makes up 0.5-2.7%, and on Novosibirsk islands it reaches 11-16% [7]. In the Lower and Middle Jurassic deposits, OM is of mixed composition, and is contained in argillaceous interlayers, reaching 0.5-2%. Development of the abovementioned types of oil and gas source rock is expected on Laptev shelf, and it is presumed to be thicker in the aquatorial part and has higher oil generation potential. In the Cretaceous-Paleogene rocks, the TOC varies from 0.26 to 19.54%, and is of mixed composition, primarily humus type. On this basis we can presume that the Cretaceous-Paleogene complex will be gas-producing. The Eocene deposits on the Lomonosov ridge (the oceanic part of the Arctic) have interlayers of argillic-silicious rock (the so-called Azolla interval) with TOC of up to 3%. Considering the extensive development of marine deposits in the Paleogene section on Laptev shelf, and based on results of seismic analyses, similar oil-source rock may be developed there. To evaluate the maturity of OGSR, the conditions for generation, migration and accumulation of hydrocarbons on Laptev shelf, 2D and 3D modelling of oil and gas formation was done using TemisSuite software. As mentioned earlier, multi-variant modelling was carried out for various features of the strata including heat flow and conductivity of fault disturbances in time. The lithological models of sedimentary cover were made for carbonate-terrigenous (Permian-Jurassic) and terrigenous (Cretaceous-Cenozoic) types of sections based on conducted palaeographic alterations with consideration of gradual decrease of precipitation grain size in transition from continental to depression facies. Values of heat flow were accepted by analogies with the existing measurements from land and north-east part of Laptev sea [8]. The calculations were made using both constant heat flow values (45, 65 and 85 MWt/m2) and values differentiated in time (20 MWt/m2 during pre-rift stage, 100 MWt/m2 during active rifting and 65 MWt/m2 during post-rifting time). All models calculated so far indicate HC-saturation for the larger part of the section. Based on modelling results, and depending on the value of heat flow, the Permian oil and gas bearing rock started fulfilling its generation potential during mid-Triassic and late Jurassic time, early Triassic rock www.rogtecmagazine.com

промышленные скопления углеводородов не установлены. Однако непосредственная близость к нему Енисей-Хатангской нефтегазоносной области, наличие месторождений природных битумов в пределах Лено-Анабарского прогиба (Оленекское и др.), а также многочисленные битумопроявления на побережье моря Лаптевых и островах Новосибирского архипелага, нефтегазопроявления в скважинах глубокого бурения в пределах АнабароХатангской седловины и Лено-Анабарского прогиба позволяют высоко оценивать перспективы шельфа моря Лаптевых с точки зрения обнаружения промышленных залежей нефти или газа. Потенциально нефтегазоматеринские породы в регионе развиты в интервале разреза от перми до палеогена. В обрамлении моря Лаптевых в нижнепермских отложениях отмечены многочисленные глинистые прослои, в которых содержание органического вещества (ОВ) смешанного (гумусово-сапропелевого) и сапропелевого типов изменяется от 2,4 до 3,7%. На суше в нижнетриасовых отложениях ЛеноАнабарского региона содержание сапропелевого ОВ в аргиллитах составляет 0,5-2,7 %, а на Новосибирских островах достигает 11-16 % [7]. В нижне-среднеюрских отложениях ОВ имеет смешанный состав, его содержание в глинистых прослоях составляет 0,5-2 %. На шельфе моря Лаптевых ожидается развитие всех перечисленных НГМП, причем в акваториальной части предполагается увеличение как их мощностей, так и нефтегазогенерационного потенциала за счет большей мористости отложений. В мел-палеогеновых отложениях количество ОВ, как правило, изменяется от 0,26 до 19,54 %, ОВ имеет смешанный, преимущественно гумусовый состав. Это позволяет рассматривать мел-палеогеновый комплекс отложений как газопроизводящий. Вместе с тем в эоценовых отложениях на хребте Ломоносова (океаническая часть Арктики) отмечены прослои глинисто-кремнистых пород (так называемый интервал Azolla) с содержанием ОВ до 3 %. С учетом широкого развития по результатам сейсмофациального анализа морских отложений в палеогеновом разрезе на шельфе моря Лаптевых в них могут быть развиты аналогичные нефтематеринские породы. Для оценки степени зрелости основных НГМТ, наличия условий для генерации, миграции и аккумуляции УВ на шельфе моря Лаптевых было проведено 2D и 3D моделирование формирования УВсистем с использованием программы TemisSuite. Как уже отмечалось, осуществлялось многовариантное моделирование с различными характеристиками www.rogtecmagazine.com

©Ê¾ÊÁ ËÊÆÊÇÁÉÄÁ ÆÊÈËØÚÎÁÌÉ×Ñ ÎÁÑÉÊÇÊ¿ÄÅ ÈÉÊ¿ÊÈÁÌÉÊ¿Ê ÈÊÀÁÇÄÌÊ¾¼ÉÄÛ ½¼ÍÍÁÅÉÊ¾

Решение задач моделирования с использованием комплексных геологических данных для прогноза пластовых давлений и температур, ранжирования перспективных объектов и оценки рисков. Преимущества: • легкое управление данными и проектами; • быстрое и интерактивное построение геологической модели с помощью функций Контроля Качества (QC); • инновационная пост-обработка данных в зонах интереса для оперативного анализа; • усовершенствованный алгоритм вычислений для эффективного использования многоядерных и кластерных компьютерных систем.

От разведки и оценки до разработки месторождения и добычи, OpenFlow Suite 2011 предоставляет вам весь необходимый инструментарий в одной интегрированной платформе: платформе : Моделирование Моделирование трещиноватых трещиноватых коллекторов коллекторов Геостатистическое Геостатистическое моделирование, моделирование, масштабирование масштабирование Гидродинамическое Гидродинамическое моделирование моделирование Быстрая Быстрая автоадаптация автоадаптация истории истории разработки разработки Анализ Анализ чувствительности чувствительности ии управление управление рисками рисками

Россия, 117198, Москва, Ленинский проспект, 113/1, офис 509Е Тел: +7 (495) 937 70 98 - Факс: +7 (495) 937 71 78 info.moscow@beicip.com - www.beicip.com - www.openﬂowsuite.com

РАЗВЕДКА

Figure 4: Modern hydrocarbon content of the section along the profile cross-strike of North Chukchi basin based on results of basin modelling using Temis 2D software НГМТ, теплового потока и проводимости разрывных нарушений во времени.

– in Jurassic and late Cretaceous time, and overlying OGSR – during the rifting stage (late Cretaceous – Cenozoic).

Литологические модели строения чехла были составлены для карбонатно-терригенного (пермскоюрского) и терригенного (мел-кайнозойского) типов разрезов на основе проведенных палеогеографических реконструкций с учетом постепенного уменьшения зернистости осадков при переходе от континентальных к депрессионным фациям. Значения теплового потока приняты по аналогии с существующими замерами на суше и в северо-восточной части моря Лаптевых [8]. Расчеты проводились с постоянными (45, 65 и 85 мВт/м2) и дифференцированными во времени значениями теплового потока (20 мВт/м2 на дорифтовом этапе, 100 мВт/м2 в период активного рифтогенеза и 65 мВт/м2 в пострифтовое время).

The pre-Cenomanian uplift had a significantly negative effect on the oil and gas accumulations. Due to erosion and, at a later stage, the absence of a reliable cap rocks, the destruction and then reformation of hydrocarbon accumulations may have occurred. This can be especially noted on models with a high value of heat flow. However, the models with a better distribution of heat flow show that the basic oil-source rock fulfilled its generation potential after an increase of heat flow, and during an active downwarping in the rifting process, which allows us to estimate that most of the hydrocarbon accumulation have been preserved. Influence of other, less significant uplifts and erosion in the region were not considered during the modelling due to their insignicicant effects.

Все рассчитанные модели указывают на УВнасыщенность большей части разреза. По результатам моделирования в зависимости от величины теплового потока пермские нефтематеринские породы начали реализовывать свой генерационный потенциал в среднетриасовопозднеюрское время, раннетриасовые – в юрскопозднемеловое, а вышележащие НГМТ – на синрифтовом этапе (поздний мел-кайнозой). Существенное негативное влияние на сохранность залежей углеводородов оказало предсеноманское

36 ROGTEC

Modelling with various conductivity of the faults in time shows HC-saturation of structure crests even during a constant high conductivity of faults, starting from late Cretaceous and to the present time. This is related to the fact that the largest fault disturbances are found on structures flanks. Their crests are, as a rule, less dislocated and the uplifts are enourmous. From this we can conclude that all necessary conditions were present for the formation and preservation of hydrocarbon accumulations, regardless of active fault tectonics. www.rogtecmagazine.com

воздымание региона. В результате размыва и в дальнейшем, в связи с отсутствием в разрезе надежных флюидоупоров, могли происходить значительное разрушение и переформирование залежей УВ. Наиболее сильно оно отмечается в моделях с высокими значениями теплового потока. Однако моделирование с более вероятным дифференцированным распределением теплового потока во времени показывает, что основные нефтематеринские породы в значительной мере реализуют свой генерационный потенциал после увеличения теплового потока и при активном прогибании в процессе рифтогенеза, что позволяет прогнозировать преимущественную сохранность залежей углеводородов. Влияние остальных менее значительных воздыманий региона и размывов при моделировании не учитывалось в связи с их малоамплитудностью. Моделирование с учетом различной проводимости разломов во времени показывает УВ-насыщенность сводов структур даже при постоянной высокой проводимости дизъюнктивов, начиная с позднего мела и по настоящее время. Это связано с тем, что максимальные амплитуды разрывных нарушений отмечены на крыльях структур. Их своды, как правило, менее дислоцированы, а поднятия имеют значительные амплитуду и размеры. В связи с этим можно сделать вывод, что в регионе имелись все условия для формирования и сохранности залежей УВ, несмотря на По результатам 2D и 3D моделирования породы пермско-раннемелового комплекса к настоящему времени полностью реализовали свой генерационный потенциал (в депоцентрах прогибания), либо находятся в главной зоне газогенерации (ГЗГ) (на поднятиях). При этом основная генерация УВ происходила в главной зоне нефтеобразования (ГЗН). Породы позднемелового-кайнозойского комплекса в депоцентрах прогибания находятся в ГЗН либо в начале ГЗГ и по-существу только начали реализовывать свой потенциал. Результаты анализа структурного плана показывают, что основная часть ловушек сформировалась до активной миграции УВ из нефтематеринских пород, реже одновременно, что в целом является благоприятным фактором для формирования и сохранности залежей УВ. На основе 2D и 3D моделирования, а также исходя из особенностей распространения, типов и степени зрелости НГМТ, прогнозируются преимущественная нефтенасыщенность пермско-нижнемеловой части разреза и преобладание газовых скоплений в верхнемеловых и кайнозойских отложениях. Исходя из результатов моделирования, анализа структурного плана, толщин осадочного чехла, представлений о распространении коллекторов и нефтематеринских толщ, амплитуды предсеноманского размыва на палеоподнятиях, авторами осуществлено нефтегазогеологическое районирование шельфа. В его пределах выделены Западно-Лаптевская, Центрально-Лаптевская, Анисинская, Омолойская и ВосточноЛаптевская потенциально нефтегазоносные области (ПНГО) и ПНГО континентального склона (за бровкой шельфа). При этом наибольшие перспективы связываются с Западно-Лаптевской и ЦентральноЛаптевской ПНГО, расположенными вблизи крупных очагов генерации УВ и характеризующимися значительными толщинами осадочного чехла. ПНГО континентального склона, Анисинская и Омолойская ПНГО представляют значительный интерес для поисков залежей нефти и газа, однако требуют существенного доизучения. Восточно-Лаптевская область оценивается как малоперспективная. По результатам сопоставления выполненной авторами оценки ресурсов с оценкой МПР www.rogtecmagazine.com

РАЗВЕДКА

Рисунок 4: Современное углеводородное насыщение разреза по профилю вкрест простирания СевероЧукотского бассейна по результатам бассейнового моделирования в программе Temis 2D можно отметить, что МПР несколько недооценена нефтяная составляющая за счет неучета УВпотенциала пермско-нижнемелового комплекса. Чукотское море Высокая перспективность Северо-Чукотского бассейна прогнозируется по сходству строения с расположенным восточнее Северо-Аляскинским бассейном, где к настоящему времени открыто более 20 нефтяных и газовых месторождений, в том числе уникальное месторождение Прадхо-Бэй с запасами от 3 до 5 млрд. т нефти [9]. ля прогноза развития в разрезе Северо-Чукотского бассейна НГМТ использовались опубликованные данные геохимических исследований отложений, отобранных на о-ве Врангеля, Чукотском п-ове, в скважинах американского сектора Чукотского шельфа и на северном склоне Аляски. Нефтегазоматеринские породы установлены во всем интервале разреза чехла от карбона до палеогена. В нижнекаменноугольных отложениях (толща Кекиктук) отмечены прослои аргиллитов с содержанием ОВ 0,5-1 % и керогена смешанного гумусовосапропелевого и гумусового типов. На Аляске в верхнекаменноугольно-нижнепермской формации Лисберн выявлены аргиллиты и глинистые известняки с содержанием ОВ 0,5-1 % и керогена II типа. На о-ве Врангеля в верхнепермских отложениях установлены многочисленные прослои черных аргиллитов и

38 ROGTEC

Based on 2D and 3D modelling, formations of the Permian and Early Cretaceous has, by now, completely fulfilled its generation potential (in areas of downwarping), or is in the main zone of gas generation (gas window) (in uplifts). With that, major oil generation was occurring in the main zone of oil generation (oil window). Late Cretaceous-Cenozoic rock deposits, in areas of downwarping, are located in oil window or at the beginning of gas window and, in fact, had just started to fulfill its potential. The results of structural plan analysis show that the major part of traps had formed either before active migration of HC from oil source rock, or, sometimes, at the same time. On the whole, this is a favorable factor in the formation, and preservation, of hydrocarbon accumulations. Based on 2D and 3D modelling, and also considering the features of distribution, types and maturity of OGSR, predominant oil accumulations of the Permian and Lower Cretaceous part of the section have been forecasted, along with a predominance of gas deposits in the Upper Cretaceous and Cenozoic formations. Based on the modelling results, the structural plan analysis, the thickness of the sedimentary cover, understanding of reservoirs and OGSR distribution and amount of pre-Cenomanian scouring on palaeo-uplifts, the authors have started to zone the oil and gas geology for the shelf. The distinguished areas are West Laptev, www.rogtecmagazine.com

мергелей [10]. Геохимические исследования этих пород не проводились, однако, учитывая преимущественное развитие здесь депрессионных фаций, в них предполагается высокое содержание ОВ сапропелевого типа. Аргиллиты формации Ивишак довольно насыщены ОВ сапропелевого и гумусово-сапропелевого типов (содержание ОВ составляет Глинистые известняки и аргиллиты формации Шублик являются основной нефтепродуцирующей толщей в регионе. Содержание ОВ в них достигает 8 %, кероген преимущественно сапропелевого типа. Нижнемеловые аргиллиты формации Пеббл Шейл обладают также хорошим нефтематеринским потенциалом. Содержание ОВ в них варьирует от 1,6 до 5,5 %, а тип керогена – II-III. Наиболее молодые нефтематеринские породы, известные в регионе, нижнемеловые аргиллиты формации Торок (апт-альб). Содержание ОВ в них составляет 0,6-2,2 %, кероген смешанного гумусово-сапропелевого типа. В средневерхнеюрских аргиллитах формации Кингак содержание ОВ изменяется от 0,5 до 6,47 %, тип керогена – II-III. Вышезалегающие по разрезу породы верхнемел-палеогенового комплекса преимущественно газоматеринские. Содержание ОВ в них достигает 5-6 % (в отдельных образцах до 12,3 %) преимущественно за счет гумусовой составляющей. Представления о современном геологическом строении и истории развития осадочных бассейнов российского шельфа Чукотского моря были использованы для двухмерного моделирования процессов формирования УВ-систем в программе TemisSuite. В связи с отсутствием фактического геохимического материала по российской акватории, авторами проводилось многовариантное моделирование с различными геохимическими параметрами (наличие и распространение НГМТ, их мощность, тип керогена, концентрации ОВ). Тепловой поток принимался как средний по существующим замерам (50-60 мВт/м2). Калибровка теплового потока проводилась по скважине Клондайк в американском секторе Чукотского моря. Результаты 2D моделирования показали, что в пределах ВрангелевскоГеральдского выступа собственный потенциал верхнепалеозойских отложений был реализован полностью до позднеюрского времени, мезозойских – частично в течение кайнозоя по настоящее время. Потенциал мел-палеогеновых НГМТ пока не реализован. В пределах основного очага генерации УВ в регионе (Северо-Чукотский прогиб) потенциал верхнепалеозойских отложений был реализован полностью до позднеюрского времени, мезозойских – полностью до позднего мела, а мел-палеогеновых – частично в течение кайнозоя по настоящее время. В осадочном разрезе Северо-Чукотского бассейна, в пределах Врангелевско-Геральдского выступа наиболее перспективными для поисков нефтяных скоплений углеводородов являются отложения перми, триаса, юры и нижнего мела (рис. 4). Газовые скопления могут быть обнаружены в мел-палеогеновых отложениях в депоцентре и на бортах Северо-Чукотского прогиба. При этом основные геологические риски связаны с развитием терригенных коллекторов в пермско-триасовом комплексе и сохранностью залежей в период раннемеловой и раннепалеоценовой эрозий. В нефтегазогеологическом отношении в пределах Северо-Чукотского бассейна обособляются Андриановская потенциально газоносная и Академическая потенциально нефтегазоносная области с расположенными www.rogtecmagazine.com

РАЗВЕДКА в ее пределах Линейным, Мамонтовским и ЗападноМамонтовским потенциально нефтегазоносными районами. Наибольшие перспективы нефтеносности связаны с Академической ПНГО, где обособлено восемь перспективных поднятий. Всего на шельфе севера Чукотского моря выделено около 20 перспективных объектов. Ресурсы УВ, подсчитанные по ним, несколько превышают оценки МПР (без учета геологических рисков). Несмотря на более высокую оценку УВпотенциала бассейна, в регионе очень высок риск разрушения залежей при неоднократных перерывах и размывах. В связи с этим необходимо его дальнейшее изучение, в том числе структурное бурение вдоль передовой зоны складчатости гряды Врангеля-Геральда, где фиксируется неглубокое залегание доверхнемеловых отложений, для оценки величины эрозии. Южно-Чукотский осадочный бассейн представляется менее перспективным, чем СевероЧукотский. Здесь обособляются Надеждинская ПГО, Онманская и Ушаковская ПНГО, в которых прогнозируется преимущественная газоносность верхнемел-палеогеновых отложений на структурах, сопряженных с депоцентрами прогибания – мульдой Шмидта и Срединным прогибом. Основные риски в бассейне связаны с сохранностью залежей углеводородов в период предсреднемиоценовой эрозии. Восточно-Сибирское море В связи с крайне низкой изученностью шельфа Восточно-Сибирского моря подсчет ресурсов УВ по нему в настоящее время возможен лишь методом геологических аналогий. По результатам оценки бассейна Вилькицкого по аналогии с западной частью Арктической Аляски объемы ресурсов УВ практически близки (наши оценки несколько выше) к оценкам МПР. Для получения более достоверной оценки ресурсного потенциала бассейнов шельфа Восточно-Сибирского моря необходимо их дальнейшее региональное изучение как сейсмическими методами, так и параметрическим бурением. Заключение Проведенный анализ геологического строения, эволюции и перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов Восточной Арктики свидетельствует об их высоком углеводородном потенциале и позволяет выделить наиболее перспективные участки и объекты, а также наметить направления дальнейших исследований. В каждом из изученных бассейнов существуют определенные геологические риски, способные существенно

40 ROGTEC

Central Laptev, Anisin, Omoloy and East Laptev and promising oil and gas bearing zones (POGBZ) of the continental slope (behind the shelf edge). With that in mind, the best potential zones expected for the West Laptev and Central Laptev POGBZ, located near large centers of hydrocarbon generation and featuring very thick sedimentary mantle. POGBZ’s of the continental slope, Anisin and Omoloy, are of great interest for oil and gas prospecting, but do require a great deal of additional study. The East Laptev zone is considered to be lacking in potential. Comparing the resource evaluation performed by the authors with the estimations of MNR, it should be noted that MNR had somewhat underestimated the oil constituent due to it’s disregarding of the HC potential of the Permian and Low Cretaceous formations. Chukchi Sea The North Chukchi basin is very promising based on a structural similarity with the North Alaskian basin lying eastward, where over 20 oil and gas fields have been discovered to date, including the unique Prudhoe Bay field with oil resources of 3 to 5 bln tonnes [9]. To estimate the potential in this section of the North Chukchi basin, already published geochemical research data for rocks sampled on Wrangel Island, the Chukchi peninsula, and from wells of the American sector of Chukchi shelf and Alaska’s North Slope was used. Oil and gas source rock had been confirmed in the entire mantle section from the Carboniiferous to Paleogene. The Lower Carboniferous formations (Kekiktuk) have interlayers of argillites with an organic material content of 0.5-1% and kerogene of humussapropel and humus mixed types. In the Upper Carboniferous – Lower Permian Lisburne formation in Alaska, argillites and marlstone have been detected with an organic material content of 0.51% and type-2 kerogene. Upper Permian deposits on Wrangel Island have numerous interlayers of black argillites and marls [10]. These have not undergone geochemical analysis, but considering the predominant development of depression facies in this area, high organic material content of sapropel type is expected. Argillites from the Ivishak formation are full of sapropel and humus-sapropel type organic material (0.5-3% content). Marlstones and argillites of the Shublik formation are the main oil producing stratum in the region. Their organic material content reaches 8%, and the kerogen is mostly of sapropel type. The Lower Cretaceous argillites of the Pebble Shale formation also bear good oil-source potential. Their organic matter varies from 1.6 to 5.5 %, with kerogen type 2 and 3. The youngest oil-bearing rock known in the area are the Lower Cretaceous argillites of the Torok formation (Aptian-Albian). TOC is www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION повлиять на оценку их начальных суммарных ресурсов. Для решения имеющихся проблем необходимо дальнейшее изучение бассейнов с проведением дополнительных сейсморазведочных работ с уплотнением региональной сети профилей и бурения глубоких параметрических скважин. Список литературы 1. Основные направления геологоразведочных работ и развития ресурсной базы ОАО «НК «Роснефть» / С.И. Кудряшов, С.И. Бачин, М.Б. Скворцов [и др.] // Геология нефти и газа. – 2008. – № 6. – С. 13-19. 2. Arctic Holds Huge Resource Promise // AAPG Explorer. -2009. – V. 30. – N. 7. – P. 6-9. 3. Филатова Н.И., Хаин В.Е. Тектоника Восточной Арктики // Геотектоника. – 2007. – № 3. – С. 3-29. 4. Малышев Н.А., Никишин А.М., Драчев С.С. Тектоническая история осадочных бассейнов российских арктических шельфов и сопредельной суши / Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. – М.: ГЕОС, 2010. – Т.2. – С.19-23. 5. Интегрированный подход к оценке перспектив нефтегазоносности. Практика применения новых технологий в ОАО «НК «Роснефть» / Н.А. Малышев, А.А. Поляков, Н.Н. Косенкова [и др.] // Материалы 3-й Международной конференции EAGE. – СПб., 2008. 6. Новые представления о строении и формировании осадочного чехла шельфа моря Лаптевых / Н.А. Малышев, В.В. Обметко, А.А. Бородулин [и др.] // Геология полярных областей Земли. – М.: ГЕОС, 2009. – Т.1. – С. 32-37. 7. Новосибирские острова: Геологическое строение и минерагения / В.К. Дорофеев, М.Г. Благовещенский, А.Н. Смирнов, В.И. Ушаков. – СПб.: ВНИИОкеангеология. – 1999. – 130 с. 8. Drachev S.S., Kaul N., Beliaev V.N. Eurasia spreading basin to Laptev Shelf transition: structural pattern and heat flow // Geophys. J. Int. – 2003. – V.152. – P. 688–698. 9. Оруджева Д.С., Обухов А.Н., Агапитов Д.Д.Перспективы нефтегазопоисковых работ в Чукотском море // Геология нефти и газа. – 1999. – № 3. – С. 28-33. 10. Остров Врангеля: геологическое строение, минерагения, геоэкология // Под ред. М.К. Косько, В.И. Ушакова. – СПб.: ВНИИОкеангеология, 2003. – 137 с. Эта статья была опубликована в Научно-техническом вестнике ОАО«НК «Роснефть», №1, 2010 г., с.20 – 28; ISSN 2074-2339, и заняла 1-e место в конкурсе на лучшую публикацию 2010 г. Напечатано с разрешения редакционной коллегии.

www.rogtecmagazine.com

0.6-2.2%, with kerogen of mixed humus-sapropel type. The Middle and Upper Jurassic argillites of the Kingak formation have a varying TOC from 0.5 to 6.47%, with kerogen type 2 and 3. Rock deposited higher on the section is of the Upper Cretaceous – Paleogene complex and is primarily gas-bearing. TOC reaches 56% (up to 12.3% in individual samples) primarily due to humus constituent. Perceptions about the modern geological structure and the development history of sedimentary basins in the Russian shelf of Chukchi sea were used to construct 2D models of the hydrocarbon-system formation using TemisSuite software. Due to the absence of actual geochemical material for the Russian aquatory, the authors undertook multi-variant modeling with various geochemical parameters, such as the presence and distribution of OGSR, its thickness, type of kerogen and the concentrations of organic material. The heat flow was accepted at an average for existing measurements (50-60 MWt/m2). The calibration of the heat flow was carried out based on the Klondike well in the American sector of Chukchi sea. The results of 2D modeling show that the potential of Upper Paleozoic deposits on the Wrangel-Herald ledge had been entirely fulfilled before the Late Jurassic time, with the Mezozoic ones partially fulfilled between Cenozoic and the present time. The potential of Cretaceous-Paleogene OGSR has not been fulfilled so far. In the region’s major center of generation (North Chukchi trough), the potential of the Upper Paleozoic deposits had been fulfilled entirely before Late Jurassic period, with the ones from the Mezozoic period – also entirely before Late Cretaceous, and CretaceousPaleogene – partially between the Cenozoic and the present time. In the sedimentary section of North Chukchi basin, on the Wrangel-Herald ledge, the most promising layers for exploration are the Permian, Triassic, Jurassic and Lower Cretaceous deposits (figure 4). Gas reserviors may be discovered in CretaceousPaleogene formations and in flanks of North Chukchi trough. The major geological risks here are related to development of the terrigenous reservoirs in PermianTriassic complex, and the preservation of formations from the early Cretaceous and early Paleocene erosions. With regards to oil and gas geology of North Chukchi basin, a potentially gas-bearing (Andrianov) and a potential oil and gas bearing (Academic) areas are cited, with the latter potentially including Linear, Mammoth and West-Mammoth gas-bearing regions. The greatest oil-bearing potential is related to Academic area, where eight prospective uplifts are distinct.

ROGTEC 41

РАЗВЕДКА A total of about 20 prospective objects are distinguished on the shelf of the northern part of Chukchi Sea. Hydrocarbon resources calculated for these objects somewhat exceed the estimations of MNR (without consideration of geological risks). Although there are is great potential for oil and gas finds in this area, the risk to the deposits from scouring is high, and therefore further studies are needed, including structural drilling along the forefront of folding zone at the Wrangel-Herald ridge, where shallow deposition of pre-Upper Cretaceous sediments are found, with a purpose of evaluating the erosion.

4. Malyshev N.A., Nikishin A.M., Drachev S.S. Tectonic history of sedimentary basins of Russian arctic shelves and adjacent land / Tectonics and geodynamics of folded belts and Phanerozoic platforms. – M.: GEOS, 2010. – V.2. – P.19-23.

The South Chukchi sedimentary basin appears to have less potential than the North Chukchi basin. Key areas here are the Nadezhdin PGBA, Onman and Ushakov POGBA, where the predominatly gas-bearing capacity of the Upper Cretaceous-Paleogene sediments is forecasted, confined to downwarping depocenters and Schmidt and Sredinny troughs. The main risks to the basin are of preserving the hydrocarbons deposits during the pre-Middle-Miocene erosion.

6. New vision of structure and formation of sedimentary mantle in Laptev sea shelf / N.A. Malyshev, V.V. Obmetko, A.A. Borodulin [and others] // Geology of Earth’s polar areas. M.: GEOS, 2009. V.1. P. 32-37.

East Siberian Sea Because of the poor exploration up to now on the western Siberian Shelf, calculating the potential resources can only be done by annalogy. Taking in to account the evaluation of the Vilitsky basin and comparing it to the western part of Alaskan Arctic, our estimations of the total recoverable reserves come very close to those of the MNR. In order to get more reliable estimates however, further study, including seismic surveying and stratigraphic drilling, is necessary.

8. Drachev S.S., Kaul N., Beliaev V.N. Eurasia spreading basin to Laptev Shelf transition: structural pattern and heat flow // Geophys. J. Int. – 2003. – V.152. – P. 688–698.

Conclusion The analysis of the geological structure and indeed the prospects for oil and gas bearing capacity for the sedimentary basins of Eastern Arctic gives evidence of a great potential for development and allows us to point out the best areas for further study. Each basin that we have examined has certain inherent geological risks however which may affect the initial reserves estimations. To resolve the existing problems, further study of the basins is necessary, including both additional seismic exploration and the drilling of deep stratigraphic wells.

5. Integrated approach to evaluation of oil and gas bearing capacity. Practical application of new technologies at OJSC “NC Rosneft” / N.A. Malyshev, A.A. Polyakov, N.N. Kosenkova [and others]// Materials of the 3rd International conference EAGE. – SPB., 2008.

7. Novosibirsk islands: Geological structure and minerogenics / V.K. Dorofeev, M.G. Blagoveshchensky, A.N. Smirnov, V.I. Ushakov. - SPB.: VNIIOkeangeologiya. – 1999. – 130 p.

9. Orudzheva D.S., Obukhov A.N., Agapitov D.D. Prospects of oil and gas exploration in Chukchi sea // Geology of oil and gas. – 1999. – № 3. – P. 28-33. 10. Wrangel Island: geological structure, minerogenics, geoecology // Edited by M.K. Kosko, V.I. Ushakov – SPB.: VNIIOkeangeologiya, 2003. – 137 p. This article was published in the NK Rosneft Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”, No.1, 2010, pp. 20-28; ISSN 2074-2339) and won the 1-st prize in the 2010 competition for the best publication in the newsletter. Printed with permission from the Editorial Board.

List of literature 1. Main trends of exploration and resource development activities of OJSC “NC Rosneft”/ S.I. Kudryashov, S.I. Bachin, M.B. Skvortsov [and others] // Geology of oil and gas. – 2008. – № 6. – P. 13-19. 2. Arctic Holds Huge Resource Promise // AAPG Explorer. -2009. – V. 30. – N. 7. – P. 6-9. 3. Filatova N.I., Khain V.E. Tectonics of East Arctic // Geotectonika – 2007. – № 3. – P. 3-29.

42 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

řŎœŔŉŕŉ

EXPLORATION

18–20 ŷųŻƈŪŹƈ 2011 ŕŷźųūũ, ŋŋş, ŸũūűŴƅŷŶ ɏ 75

řũźųŹŷŲŻŮ űźŻűŶŶƄŲ ŸŷŻŮŶſűũŴ ŉŹųŻűųű Ŷũ œŷŶŽŮŹŮŶſűű ű ŋƄźŻũūųŮ SPE Ÿŷ ŹũŰŹũŪŷŻųŮ ŵŮźŻŷŹŷůŭŮŶűŲ ū ŷźŴŷůŶŮŶŶƄž żźŴŷūűƈž ű ŉŹųŻűųŮ

ŌŮŷŴŷŬűƈ ű ŹũŰūŮŭųũ ŊżŹŮŶűŮ ű źŻŹŷűŻŮŴƅźŻūŷ źųūũůűŶ řũŰŹũŪŷŻųũ ŶũŰŮŵŶƄž ű ŵŷŹźųűž ŵŮźŻŷŹŷůŭŮŶűŲ śŮžŶŷŴŷŬűƈ ŹũŰŹũŪŷŻųű ű ŭŷŪƄƀũ ŖŷūŮŲƁűŮ ŻŮžŶŷŴŷŬűű ű ŸŹŮŭŮŴƄ űž űźŸŷŴƅŰŷūũŶűƈ ŉŹųŻűƀŮźųűŮ ŻŹżŪŷŸŹŷūŷŭƄ

œũŭŹŷūƄŮ ŹŮźżŹźƄ ŘŹŷŵƄƁŴŮŶŶũƈ ŪŮŰŷŸũźŶŷźŻƅ, ŷžŹũŶũ ŷųŹżůũƇƂŮŲ źŹŮŭƄ, źŷſűũŴƅŶũƈ ŷŻūŮŻźŻūŮŶŶŷźŻƅ śŮžŶűƀŮźųűŮ Űũŭũƀű ű ŶŮŹŮƁŮŶŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŚŪŷŹ ŵŮŻŮŷŹŷŴŷŬűƀŮźųűž ű ŵŷŹźųűž ŭũŶŶƄž ű ŶũŪŴƇŭŮŶűƈ Űũ ŷųŹżůũƇƂŮŲ źŹŮŭŷŲ

z ŖŷūŷŮ ŻŮžŶűƀŮźųŷŮ ŵŮŹŷŸŹűƈŻűŮ żŹŷūŶƈ b2b ŭŴƈ źŸŮſűũŴűźŻŷū ŶŮŽŻŮŬũŰŷūŷŲ ŷŻŹũźŴű ŜŶűųũŴƅŶũƈ ūŷŰŵŷůŶŷźŻƅ ŭŷźŻżŸũ ų ŶŷūŮŲƁűŵ ŻŮžŶŷŴŷŬűƈŵ, ŹũŪŷŻũŵ ūŮŭżƂűž ŻŮžŶűƀŮźųűž źŸŮſűũŴűźŻŷū, űŶůŮŶŮŹŷū ű ƆųźŸŮŹŻŷū, ŸŴũŻŽŷŹŵũ ŭŴƈ ŸŹŷŽŮźźűŷŶũŴƅŶŷŬŷ ŷŪƂŮŶűƈ ű ŷŪŵŮŶũ ŵŶŮŶűƈŵű z œŷŶŽŮŹŮŶſűŷŶŶũƈ ŸŹŷŬŹũŵŵũ, źŷźŻũūŴŮŶŶũƈ SPE, Ÿŷŭ ŷŪƂŮŲ ŻŮŵŷŲ «ŦųźŻŹŮŵũŴƅŶƄŮ ŸŹŷŪŴŮŵƄ ŭŴƈ řũŰūŮŭųű ű ōŷŪƄƀű» ŚŹŮŭű ŭŷųŴũŭƀűųŷū Ŷũ ŸŴŮŶũŹŶƄž źŮźźűƈž, ŻŮŵũŻűƀŮźųűž ŰũūŻŹũųũž ű ŷŪŮŭũž - ŸŹűŰŶũŶŶƄŮ ƆųźŸŮŹŻƄ ŷŻŹũźŴű, ū ƀűźŴŮ ųŷŻŷŹƄž ŋŴũŭűŵűŹ ŋŴũŭűŵűŹŷū (ŋűſŮ-ŌżŪŮŹŶũŻŷŹ ŨŖŉŗ), ŊűŴŴ ŚųŷŻŻ (ŜŸŹũūŴƈƇƂűŲ, ŉŹųŻűƀŮźųűŲ şŮŶŻŹ, ųŷŵŸũŶűƈ Chevron Canada Limited), œŹűźŻűũŶ Ŋżųŷūűƀ (ŋűſŮ-ŸŹŮŰűŭŮŶŻ Ÿŷ ŬŮŷŴŷŬŷŹũŰūŮŭųŮ Ÿŷ řŷźźűű ű ŚŖŌ, Shell Exploration and Production Services) ŘŷŴŶżƇ ūŮŹźűƇ ŸŹŷŬŹũŵŵƄ ųŷŶŽŮŹŮŶſűű ŵŷůŶŷ ŰũŬŹżŰűŻƅ Ŷũ źũŲŻŮ www.arcticoilgas.com/ru z ŜŶűųũŴƅŶũƈ ūŷŰŵŷůŶŷźŻƅ żƀũźŻűƈ – «őŶųżŪũŻŷŹ ŻŮžŶŷŴŷŬűŲ» ŋŷŰŵŷůŶŷźŻƅ ŭŴƈ ŹũŰūűūũƇƂűžźƈ, űŶŶŷūũſűŷŶŶƄž ųŷŵŸũŶűŲ ŸŹŷŭŮŵŷŶźŻŹűŹŷūũŻƅ źūŷű ŹũŰŹũŪŷŻųű ű ŸŹűŵŮŶŮŶűŮ ŶŷūƄž ŻŮžŶŷŴŷŬűŲ ŚūƈůűŻŮźƅ ź Ŷũŵű źŮŲƀũź, ƀŻŷŪƄ ŰũŹŮŰŮŹūűŹŷūũŻƅ źŻŮŶŭ Ŷũ ūƄźŻũūųŮ! œŷŶŻũųŻƄ ū ŕŷźųūŮ: ŖũŻũŴƅƈ ŚűŻŶűųŷūũ, ŵŮŶŮŭůŮŹ ŸŹŷŮųŻũ: ŻŮŴ.: +7 (495) 937 6861, ŭŷŪ. 136. E-mail: natalia.sitnikova@reedexpo.ru œŷŶŻũųŻƄ ū ŔŷŶŭŷŶŮ: ŖũŻũŴƅƈ ŨſŮŶųŷ, ŵŮŶŮŭůŮŹ ŸŹŷŮųŻũ: ŻŮŴ.: +44 (0) 20 8910 7194. E-mail: nataliya.yatsenko@reedexpo.co.uk ŘŷŭŹŷŪŶũƈ űŶŽŷŹŵũſűƈ ŷ ŵŮŹŷŸŹűƈŻűű – Ŷũ źũŲŻŮ www.arcticoilgas.ru ŘŴũŻűŶŷūƄŮ źŸŷŶźŷŹƄ

ŐŷŴŷŻŷŲ źŸŷŶźŷŹ

ŚŸŷŶźŷŹƄ

ŗŹŬũŶűŰũŻŷŹƄ

ŗŗŗ «řűŭ ŦŴźűūŮŹ»

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 43

РАЗВЕДКА

Как нам разведать российский Арктический шельф?

How can we explore the Russian Arctic Shelf? Дэвид Бэмфорд – david@windwardexploration.com

Западные нефтегазовые технические журналы, да и просто обычные газеты поют дифирамбы запасам углеводородов в Арктике, зачастую называя ее следующим глобальным передовым рубежом. Приводятся огромные цифры – Геологическая Служба США озвучила оценку запасов в целых 400 миллиардов баррелей в нефтяном эквиваленте, которые еще предстоит открыть, свыше 80% из которых, предположительно, приходится на морские месторождения. Разумеется, континентальные разведочные работы в Арктике имеют богатую историю, в частности на Аляске и в Западной Сибири; периодически разведка также проводилась в Баренцевом и Чукотском морях, на юге Карского моря и в море Бофорта (Рисунок 1). Тем не менее, значительная часть Арктики представлена крупнейшим на Земле Евразийским континентальным шельфом, большая часть которого

44 ROGTEC

David Bamford – david@windwardexploration.com

Western oil & gas technical journals as well as ordinary newspapers wax lyrical over the hydrocarbon resources of the Arctic, typically referring to it as the next global frontier. Huge resource estimates are bandied about – the USGS has suggested as much as 400 billion barrels oil equivalent remains to be discovered, with over 80% of that thought to lie in offshore fields. Of course, onshore Arctic exploration has a significant history, notably in Alaska and West Siberia, and there has been intermittent exploration in the Barents, southern Kara, Chukchi and Beaufort Seas (Figure 1). Nevertheless, a significant part of the Arctic is represented by the largest shelf on Earth, the Eurasian epicontinental shelf, of which the major portion, amounting to some 3.5 million sq kms, is located in the Russian Arctic. As a calibration, this is an area roughly equivalent to 700 offshore Angola deepwater blocks or 152,000 Gulf of Mexico deepwater blocks! www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION – около 3.5 миллиона кв. км., расположена в российской части Арктики. Для сравнения, эта площадь примерно равна 700 глубоководных морских блоков Анголы или 152000 глубоководных блоков Мексиканского залива! Площадь, обозначенная на рисунке 1, по большому счету, исследована мало - в связи с суровыми погодными условиями, высокой стоимостью разведки и препятствующей логистикой. Благодаря усилиям советских ученых и их последователей, нам известно, что восточная часть Баренцева моря, Карское, Чукотское и ВосточноСибирское моря и море Лаптевых содержат свыше 40 осадочных бассейнов, и мы имеем неплохое представление об их стратиграфии, седиментологии и структурной геологии. Российская часть Баренцева моря и юг Карского моря представляют собой наиболее изученные нефтяные районы с большими доказанными запасами. Север Карского моря, напротив, практически неразведан, а для других районов есть лишь разрозненные сейсморазведочные данные. В отчете Драчева, Малышева и Никишина (2010) представлен отличный обзор тектонической истории и нефтегазовой геологии российского арктического шельфа, но я не стану здесь его приводить. Учитывая имеющиеся знания нефтегазовой геологии региона, давайте оставим вопросы политики в сторону и представим, что западные нефтяные компании будут участвовать в разведке российского арктического шельфа. В этом случае возникает вопрос – что они могут сделать, чтобы эта разведка происходила и эффективно, и результативно, в лучших интересов и держателей лицензий, и российского правительства? Это вызывает три дополнительных вопроса: 1. Как правильно расставить приоритеты для более 40 осадочных бассейнов, упомянутых выше? 2. Существует предвзятое мнение, что эти бассейны могут содержать преимущественно газ из-за происхождения органики в материнских породах. Можем ли мы узнать заранее, до бурения, которые из них “нефтяные”? 3. Международные нефтяные компании привыкли, что разведочные работы – значит большие объемы 3D-сейсморазведки. Так, 40-50 тысяч кв. км. глубоких и сверхглубоких морских вод Анголы исследованы 3D методом, что называется, вдоль и поперек, что позволяет Total, BP и другим компаниям наслаждаться фактором успеха выше www.rogtecmagazine.com

Рисунок 1: Северный Ледовитый океан покрывает площадь, в полтора раза превышающую площадь США. Сейсморазведочные судна, буровые установки и танкеры могут заходить в него через Берингов пролив между Аляской и Россией, пролив Дейвиса между Гренландией и Канадой, через Датский пролив и Норвежское море между Гренландией и Европой. Иллюстрация с сайта www.geoexpro.com, Раздел 7, #6. Figure 1: The Arctic Ocean covers an area about one and a half times the size of the United States. Seismic vessels, drilling rigs and tankers can access it via the Bering Strait between Alaska and Russia, the Davis Strait between Greenland and Canada, and the Denmark Strait and Norwegian Sea between Greenland and Europe. This image is taken from www.geoexpro.com, Volume 7, #6.

The area – Figure 1 – is, to a large extent, sparsely explored due to its harsh environment, high cost of operations and forbidding logistics. From the efforts of Soviet scientists and their successors, we know that the Eastern Barents, Kara, Laptev, East Siberian and Chukchi Seas contain over 40 sedimentary basins, and we have a reasonable idea as to their stratigraphy, sedimentology and structural geology. The Russian Barents and the southern Kara Seas represent the most explored petroleum provinces with large proven resources. In contrast, the North Kara is virtually unexplored, and there is only sparse seismic data over the other areas.

ROGTEC 45

РАЗВЕДКА

90% в блоках 15, 17, 18, 31 и 32. Такая 3D-разведка обычно стоит около 3000 долларов за кв. км. Можно ли вообще представить разведку такого масштаба методом 3D в Арктике при такой стоимости?

В этой статье, я хочу заострить внимание на последнем вопросе. В целом, сейсморазведка в Арктике связана с двумя проблемами – непосредственно сам лед и то короткое время, когда он открыт. Две компании заявили, что они уже решают этот вопрос: Компания ION Geophysical работала в Чукотском море и море Бофорта, разрабатывая методы работы на льду и подо льдом. Они сделали очень длинный смещенный сейсмический разрез подо льдом, таким образом создав необходимость в очень стабильной платформе для получения данных без каких-либо поверхностных характеристик, без поддержки для сейсмического источника или хвостового буя. Это, в сочетании с тем фактом, что ледокол буксирует сейсмоприемную косу, идя впереди сейсморазведочного судна, расчищая для него путь, создает очень сложную картину шумов. Чтобы убрать этот шум, были использованы совершенно новые алгоритмы в системе обработки данных. Кроме того, в компании работают ученые, специализирующиеся на прогнозах ледовых условий Арктики и другие специалисты, разрабатывающие совершенное проектирование съемки для этих суровых условий. Компания Polarcus сконцентрировала свои усилия на строительстве разведочных судов с возможностью работы во льдах Арктики, при этом удовлетворяющих очень строгим требованиям классификационной системы ICE, определяющей параметры корпуса судна, требования к его ходкости, факторы подготовки судна к эксплуатации в зимних условиях и т.д. Компания также уделяет огромное значение экологическим вопросам, таким как сокращению шума и минимизации выбросов жидких отходов. Компания запустит флотилию из шести таких усовершенствованных сейсморазведочных судов. Это, конечно, замечательные технологические решения, восхитительные инновации, но при всем желании в мире, я не могу представить, чтобы эти две огранизации запустили широкую кампанию по “разведке” 3D при стоимости в 3000 долларов за кв. км. – может быть, таких ресурсов нужно раз в пятьдесять больше?

46 ROGTEC

Drachev, Malyshev & Nikishin (2010) give an excellent overview of the Tectonic History and Petroleum Geology of the Russian Arctic Shelves, and I have no intention of repeating what they say here. However, building on the current knowledge of the petroleum geology, let us put politics to one side for the moment and assume that western IOCs will participate in exploration of the Russian Arctic Shelves. The question then arises – how do they help such exploration to proceed both efficiently and effectively, in the best interest of both license holders and the Russian government? Three sub-questions follow: 1. How to prioritise the aforementioned 40 plus sedimentary basins? 2. There is a prejudice that these basins may be dominated by gas due to the provenance of the organic material in the source rocks? Can we figure out in advance of drilling which ones are ‘oily’? 3. IOCs have got used to exploring with vast amounts of ‘exploration’ 3D seismic. For example, the 40-50,000 sq kms of deepwater and ultra-deep water Angola are covered ‘wall-to-wall’ with such 3D, enabling Total, BP and others to enjoy a success rate of >90% in Blocks 15, 17, 18, 31 and 32. This 3D typically costs around $3000 per sq km. Is it even remotely possible to envisage huge swathes of Arctic ‘exploration’ 3D at this price? In this article, I want to focus on the final point. Broadly speaking, the Arctic presents two related problems to seismic acquisition – the ice itself and the limited time when the ice is open. Two companies have stated that they are addressing this issue: ION Geophysical have been working in the Beaufort and Chuckhi Seas, developing methods that work in and under the ice. They have shot very long offset seismic under the ice, this necessitating a very stable acquisition platform with no surface features, no gun floats or tail buoys. This, together with the fact that an ice breaker sails the line ahead of the seismic boat, clearing its path, sets up very complex noise patterns. To remove this noise, completely new algorithms have been built to be included in the processing system. In addition, within ION there are scientists who specialise in forecasting Arctic ice conditions, and also others who create ideal survey designs for these extreme conditions. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Вместе мы решим любую задачу!

МЫ ПРЕДСТАВЛЯЕМ ПЯТЬ НОВЫХ ПРОДУКТОВ, КОТОРЫЕ ОБЪЕДИНЯЕТ ЛИШЬ ОДНО:

НАШИ КЛИЕНТЫ!

Вашему вниманию предлагаются технологии, ориентированные на потребности заказчика.

<_h[<bo ® Беспроводная система регистрации.

Производство сейсморазведочных работ с использованием беспроводных систем Hawk (наша новая автономная система бескабельной регистрации) и FireFly (беспроводная регистрирующая система).

>Wma™ Автономная система бескабельной регистрации.

Использование малогабаритной вибросейсмической установки UniVib для доступа на участки, которые ранее представлялись недоступными. Улучшенный дизайн повышенной жесткости датчиков VectorSeis в сочетании

Kd_L_X™

Малогабаритный виброисточник.

с новыми цифровыми возможностями системы ARIES II. Разработанное и усовершенствованное в соответствии с требованиями отрасли оборудование компании INOVA

L[YjehI[_i ®

Цифровые датчики.

отличает особая прочность, надежность и мощная техническая поддержка, которые необходимы нашим заказчикам.

Более подробная информация о новинках компании в области наземной сейсморазведки содержится по адресу inovageo.com/YOU-Driven.

7H?;I® ??

Цифровые датчики RAM.

ПРИГЛАШАЕМ ПОСЕТИТЬ СТЕНДЫ КОМПАНИИ INOVA НА ВЫС ТАВК АХ: S Ewww.rogtecmagazine.com G 2 0 1 1 – С Т Е Н Д № 8 1 6 K I O G E 2 0 1 1 – С Т Е Н Д № 9 - 7 2ROGTEC , П А В .479

РАЗВЕДКА Я хочу сказать, что эти условия меняют – в корне меняют – то, что было основой эффективных и результативных разведочных работ в море еще с середины 90-х годов и это заставляет меня задуматься, может ли вообще разведка арктических вод быть осуществлена за разумную стоимость? Если мы вернемся к сейсморазведке 2D-методом, тогда перед нами встает перспектива бурения скважин на сумму свыше 100 миллионов долларов при факторе риска один из четырех или даже больше – а это совсем не то, чего нам хотелось бы! Какими данными и знаниями мы располагаем в настоящий момент? Для большинства бассейнов, есть неплохое понимание стратиграфии, седиментологии и структурной геологии; доступны данные по длинноволновой гравиразведке и магниторазведке; также есть некоторое количество данных 2D разведки МПВ и МОВ, при этом последние могут быть до определенной степени дополнены. Возможно, следующим этапом геофизических исследований должен стать запуск обширной программы полнотензорной гравиметрии, опыт использования которой на суше, например, в Восточной Африке, показал себя надежным инструментом для определения значимых признаков перспективных структур (“концов”) в бассейне. Такие услуги предлагают компании ArkEx и Bell Geospace, среди прочих. В сочетании с существующими знаниями, этот подход может способствовать созданию реестра таких “концов” для каждого бассейна. Следующим шагом в процессе разведки стал бы запуск точечной 3D разведки в местах наиболее интересных “концов”, чтобы перевести их в разряд перспективных территорий, используя как пример подход, предлагаемый компаниями ION Geophysical и/или Polarcus: уже за этим могло бы последовать бурение. Надеюсь, все это звучит не слишком просто? Проект разведки арктических вод настолько широк и обстоятелен, что не под силу какой-либо одной компании и должен быть организован российским правительством до начала лицензирования. Ссылки Драчев, Малышев и Никишин, 2010: История тектоники и нефтегазовая геология российских арктических шельфов: обзор в издании Petroleum Geology: от зрелых бассейнов к новым горизонтам, опубликовано Геологическим Обществом, Лондон.

48 ROGTEC

Polarcus have focussed on building survey vessels with the capability to operate in Arctic sea ice, meeting extremely demanding ICE classification systems that specify hull construction, propulsion requirements, winterisation systems etc. Also they are paying great attention to environmental issues such as sound mitigation and mitigation of fluid emissions. The company will launch a fleet of six such advanced seismic vessels. Now these are great technology ideas, great innovations, but with the best will in the world I cannot see either of these two companies shooting vast tranches of ‘exploration’ 3D at a cost of $3000 per sq km – five or ten times that, perhaps? My point is that this changes – displaces – what has been the basis for efficient and effective offshore exploration since the mid 1990’s and makes me wonder whether Arctic exploration can in fact be undertaken at reasonable cost? If we go back to exploring with 2D seismic, then we face drilling $100m plus wells at a risk of 1 in 4 or worse – not what we want to do! What data and knowledge do we have at the moment? For most of the basins, there is a reasonable understanding of stratigraphy, sedimentology and structural geology; long wavelength gravity and magnetic data is available; as is a certain amount of 2D refraction and reflection data, the latter of which can be supplemented to some extent. Perhaps the next stage of geophysics should be to fly extensive Full Tensor Gravity (gravity gradiometry) surveys which experience onshore, for example in East Africa, has shown can be a reliable tool for defining significant leads in a basin. ArkEx and Bell Geospace offer this service, amongst others. Integrated with existing knowledge, this approach is capable of producing a basin-by-basin lead inventory. The next step in the exploration process would then be to shoot ‘postage stamp’ 3Ds over the most interesting leads, to mature them into prospects, using for example the approaches advocated by ION Geophysical and/or Polarcus: drilling could then follow. I hope I don’t make this sound too simple? This is an extensive and detailed project which is beyond any one company and needs to be commissioned by the Russian government prior to licensing rounds. Reference Drachev, Malyshev & Nikishin, 2010 : Tectonic history and petroleum geology of the Russian Arctic Shelves: an overview, in Petroleum Geology: From Mature Basins to New Frontiers, published by the Geological Society, London. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 49

ИНТЕРВЬЮ

ROGTEC беседует с Гокханом Акером, вице-президентом по бурению TNK-BP о новой эре в бурении ROGTEC Talks to Gokhan Aker, Drilling Director at TNK-BP: Drilling for the New Era Современный мир развивается стремительно, оставляя позади то, что еще пару лет назад казалось вершиной технической мысли. Подобная ситуация наблюдается и в нефтегазовой отрасли в целом, и в сфере бурения в частности. С увеличением доли трудноизвлекаемых запасов и расширением доступа к новым техническим решениям, нефтяные компании по всему миру ведут непрерывный поиск перспективных методов бурения, которые должны обеспечить высокую экономическую эффективность нефтедобычи без ущерба для безопасности и качества производства. О текущих и будущих целях и задачах буровиков ТНК-ВР «ROGTEC» побеседовал с директором Департамента бурения Компании Гокханом Акером.

The world is evolving at a rapid pace leaving behind the technologies and approaches that seemed advanced just a few years ago. The same goes to oil industry and drilling in particular. With the share of hard-to-recover reserves increasing and the scope of new solutions expanding, oil companies around the world are continuously searching for front-end drilling methods that will ensure cost efficiency of oil production without compromising the safety and the quality of operations. ROGTEC talked to TNK-BP Drilling Director Gokhan Aker to find out about the current and the long-term role and goals of the drilling function in the Company.

Вы пришли в ТНК-ВР менее года назад. На Ваш взгляд, какие стратегические задачи стоят сегодня перед буровиками Компании?

You joined TNK-BP less than a year ago. How do you see the strategic goals of the drilling function in TNK-BP?

Гокхан Акер: Я начал работать в ТНК-ВР девять месяцев назад. В первую очередь, мне нужно было понять, какие задачи уже были решены и – что гораздо важнее – что нам предстоит делать в будущем, какой будет буровая функция ТНК-ВР через 15 лет. Это не праздный вопрос. Сегодня мы живем в эпоху высоких технологий, и соответствовать духу времени должны как нефтегазовая отрасль в целом, так и сфера бурения в частности. Так чем же мы ответим на вызовы новой эры?

Gokhan Aker: When I joined TNK-BP nine months ago, I tried to understand what had been done here before and most importantly what we are to do in the future, what TNK-BP drilling function will look like in 15 years. It is no idle question. The world has now entered a new technologically advanced era and the same applies to the oil industry as a whole and drilling function in particular. So how are we going to fit in the new time?

Активы ТНК-ВР многочисленны и разнообразны. Среди них – Ямальские месторождения в

50 ROGTEC

TNK-BP business is very diverse. Our areas of operations include Yamal with its arctic conditions, the extremely remote and cold Verkhnechonskoye www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Арктике, труднодоступное, расположенное в зоне экстремальных холодов Верхнечонское месторождение, гигантские, но уже изрядно истощенные западносибирские коллекторы и очень непростые месторождения в Оренбуржье. Кроме того, не так давно Компания вышла на мировую арену – и бурение сыграет важную роль в достижении стратегических целей ТНК-ВР в рамках новых международных проектов. Нам необходимо тщательно продумывать и планировать каждый свой шаг с тем, чтобы производственная деятельность Компании была безопасной, эффективной, рациональной с экономической точки зрения и не оказывала негативного воздействия на окружающую среду. Для этого мы должны, во-первых, фиксировать, анализировать, критически изучать и пропагандировать лучшие практики, а во-вторых, применять специальные механизмы контроля, создание которых позволит минимизировать риски и систематически улучшать показатели нашей эффективности. Эффективность строительства скважин является ключевым условием рентабельности добычи нефти на долгие годы. Какие действия предпринимаются в ТНК-ВР для оптимизации буровых работ? Гокхан Акер: Эффективность – один из самых важных аспектов нашей работы. Все затраты на строительство скважин можно разделить на две категории: зависящие и не зависящие от времени. В связи с этим мы должны обеспечивать соблюдение графиков и оптимизировать операции в тех случаях, когда продолжительность работ влияет на их стоимость. Речь идет о времени бурения скважин, скорости прохождения 1 000 м породы и других показателях. При этом повышение экономической эффективности бурения не должно негативно сказываться на безопасности и качестве бурения, и при строительстве каждой новой скважины мы должны обеспечивать баланс этих трех факторов – безопасности, качества и стоимости работ. Для этого нужно детально планировать и проектировать скважины, а после этого выполнять и контролировать все операции с тем, чтобы обеспечить высокое качество работ и безопасность для людей и для окружающей среды. Наконец, в своей работе мы должны опираться на имеющийся опыт и учитывать извлеченные уроки при выполнении новых проектов. И мы уже многого добились. Так, по сравнению с 2005 годом показатели эффективности бурения на конец 2009 года улучшились на 50%. Это серьезное достижение, но мы не собираемся останавливаться на достигнутом. Уже в этом году буровые бригады в www.rogtecmagazine.com

field, giant yet mature West Siberian assets, and very challenging fields in Orenburg Region. Moreover, with the recent changes in the Company we now have new international projects where drilling will give some valuable input to achieving TNK-BP strategic goals. All this work is to be thoroughly planned and designed so as to ensure that the operations are run in a safe, efficient, cost-effective and environmentally responsible manner. We have to report, analyze, review and highlight the improvements as well as introduce a control mechanism to minimize the risks and improve in a systematic way. Drilling efficiency is key to cost efficiency and long-term production. What steps are being taken to ensure you are optimizing drilling operations? Gokhan Aker: Drilling efficiency is one of the most important aspects of our work. Given that drilling costs comprise two elements, i.e. time dependent costs and time independent costs, we are to keep up with the schedule and optimize the time in the time dependent variables, e.g. rig times, number of days per 1,000 m, etc. We also need to ensure high cost efficiency of our operations without compromising safety or quality. There is always this ‘triangle’ of safety, quality and cost and we need to balance these factors in a consistent and repeatable manner. To do so, we need to plan and design the wells in detail and then execute and control our operations to ensure high quality and safety both for people and for the environment. We are also to learn from your previous experience and implement the lessons learned into our new operations. We’ve actually come a long way: if we benchmark our drilling results as of 2005 to those of late 2009, a 50-percent improvement can be observed. That was quite an achievement but we keep improving even further. This year we have already seen some recordbreaking in Nyagan and Uvat where the footage per day exceeded 1,000 m. Notable achievements have been demonstrated in Orenburg as well: here the overall cycle times improved from 200 days to less than 100 days over the past couple of years. We however need to be consistent when benchmarking our results to the previous performance since wells of different construction require different analysis. It is rather difficult to decide if the benchmark is justifiable and this is one of the functions of the Corporate Drilling Dept. Within this effort we compare our performance not only internally across the target subsidiaries of the Company but externally as well. I can say that in terms rig fleet upgrade and year-on-year achievement in onshore development drilling TNK-BP is one of the industry leaders. I also think we are the best in terms of receiving new technology and implementing it in the

ROGTEC 51

ИНТЕРВЬЮ Нягани и на Увате добились рекордных результатов, пробурив за сутки более 1 000 м породы. Заметные достижения есть и в Оренбурге, где за последние годы общий цикл строительства скважин сократился с 200 суток до менее чем 100 суток. Однако сравнивая сегодняшние успехи с прошлыми достижениями, нельзя забывать о принципе последовательности, поскольку скважины разной конструкции должны анализироваться по-разному. Подтвердить обоснованность сравнения не так просто – решением этой задачи занимается Департамент бурения в Корпоративном центре. В рамках этой работы мы сравниваем результаты бурения не только между целевыми дочерними обществами (ЦДО) ТНК-ВР, но и с другими нефтегазовыми компаниями. Могу сказать, что ТНК-ВР является одним из лидеров отрасли по темпам обновления парка буровых установок и ежегодному росту программы эксплуатационного бурения на суше. Я также считаю, что ТНК-ВР эффективнее других компаний осваивает новые технологии и внедряет их на своих месторождениях. Мы уже достигли определенных успехов в использовании роторных управляемых систем, бурении на депрессии и бурении с применением гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), а также реализации ряда других инициатив, направленных на обеспечение доступа к запасам с минимальными затратами. Вы сказали о начале новой эры бурения. Потребуют ли новые условия изменений в компетенциях буровиков и дополнительного развития организационного потенциала? Гокхан Акер: В этом направлении одной из наших ключевых инициатив является создание Центра Поддержки Бурения (ЦПБ) в Тюмени. Возможности этого Центра позволят нам работать «на опережение» и, таким образом, достойно принимать вызовы сегодняшнего дня. В задачи специалистов ЦПБ будет входить мониторинг процессов бурения на всех месторождениях Компании в режиме реального времени, однако делать они будут удаленно из офиса в Тюмени. Но я бы сказал, что Центр Поддержки Бурения – это не офис, а скорее точная копия месторождения, действующая в реальном времени. Нам не нужно физически находиться на площадке – мы можем «присутствовать» на месте выполнения работ благодаря использованию видеокамер и каналов передачи данных. ЦПБ располагает всеми ресурсами, необходимыми для непрерывного круглосуточного наблюдения за всеми операциями и своевременного предотвращения рисков и осложнений.

52 ROGTEC

Company’s fields. We’ve already had certain success with rotary steerable systems, underbalanced drilling, coiled tubing drilling and other initiatives that are aimed to ensure low cost access to reserves. Now that drilling is entering a new era, will this call for certain changes in drilling competencies and organizational capability? Gokhan Aker: In this regard one of the initiatives is to launch our Drilling Support Center in Tyumen and have it up and running. The reason we set up this organization is that we now need to shift our minds to proactive thinking to meet our current challenges. The role of specialists in the Center will be to monitor in real time the execution of drilling operations across the Company while still being located in Tyumen. The Drilling Support Center is not an office but rather a real-time replica of a field: instead of being physically on site, we install cameras, establish data links – and we are there. To this end, the Center is provided with all the necessary resources to ensure 24/7 monitoring of operations and timely prevention of risks and problems. The other part of our current effort is our young specialists. TNK-BP Drilling Dept. launched an aggressive young specialist development program back in 2006 and the third group of students is about to graduate this year. Competency development of our young specialists is a strategic priority for the Company. To remain leaders in the new era of drilling we need to generate confident, proactive, open, frank young drilling professionals in TNK-BP. To be one, you need the synergy of drilling experience on site and in office. We’ve now reached the era when information is available online and if proper background, training and education are in place the gap between theory and practice can be closed really quickly. And that is what we try to achieve with our young specialist development program. What is your forecast for drilling operations in TNK-BP for the next couple of years and what needs to be done to meet your goals? Gokhan Aker: Year on year we need to maintain and improve our performance at acceptable cost level. To do so and enter the new era of drilling head on, I think a step change in drilling is needed. To this end, we have to be proactive in terms of management and explain our goals and objectives to key stakeholders, i.e. TNK-BP target subsidiaries. The alignment of goals across the Company is extremely crucial; otherwise we will not be able to achieve them quickly if at all. In the coming three years we aim to increase the drilling efficiency by 20 percent to 25 percent. To meet our www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Огромное внимание мы уделяем также работе с молодыми специалистами. В 2006 году Департамент бурения ТНК-ВР запустил интенсивную программу развития молодых специалистов, и в этом году обучение окончит уже третий набор буровиков. Развитие компетенций молодых специалистов относится к числу стратегических приоритетов Компании. Чтобы сохранить лидирующие позиции в новых условиях, ТНК-ВР нужны уверенные, инициативные и открытые молодые буровики, обладающие опытом работы как непосредственно на буровой, так и за компьютером в офисе. В современном мире информация доступна онлайн, и при наличии соответствующих знаний, подготовки и образования разрыв между теорией и практикой можно ликвидировать очень быстро – именно к этому мы и стремимся в рамках нашей программы развития молодых специалистов. Как будет развиваться функция бурения в ТНК-ВР в ближайшие годы и что нужно будет сделать, чтобы достичь поставленных целей? Гокхан Акер: Каждый год мы должны сохранять и улучшать достигнутые показатели эффективности бурения, обеспечивая при этом приемлемый уровень затрат. Для того чтобы решить эту задачу и смело шагнуть в новую эру бурения, мне кажется, требуется качественный скачок, а для этого нам нужно проявлять управленческую инициативу и разъяснять наши цели и задачи ключевым участникам процесса – ЦДО Компании. Совершенно необходимо, чтобы все подразделения Компании преследовали единые цели, иначе мы не сможем достичь их в короткие сроки или же не достигнем их вовсе. Наша цель на ближайшие три года – повысить эффективность бурения на 20-25%. Для решения краткосрочных задач, нам надо сосредоточиться на обеспечении доступа к остаточным запасам зрелых месторождений Западной Сибири с минимально возможными затратами. При этом мы должны продолжать тщательно планировать и проектировать скважины, а затем выполнять разработанные планы безопасно, эффективно и с минимальным воздействием на окружающую среду. Нам также необходимо анализировать накопленный опыт и делать соответствующие выводы. Наконец, мы должны тщательно контролировать все действия как на этапе планирования, так и на этапе выполнения работ с тем, чтобы минимизировать возможные риски. Управление риском – важный аспект нашей деятельности, ведь мы постоянно работаем в условиях неопределенности: на глубине 3 000 м под землей нельзя быть на 100% уверенным в последствиях своих действий. www.rogtecmagazine.com

short-term goals, the primary focus will be low-cost access drilling in mature fields in West Siberia. And while doing so, we are to plan and design our wells in detail and execute these plans in a safe, efficient and environmentally-friendly way. We also need to analyze our previous experience and learn from it. Finally, we need to ensure robust control both at planning stage and at execution stage to minimize the risk. Risk management is an important aspect of our business – we are dealing with uncertainty 3,000 m below the surface where we can’t be 100 percent sure of what to expect. On the other hand, we in the Drilling Dept. need to assimilate our values to those of the Company. Corporate leadership has recently given us four values: leadership, safety, performance and integrity. I think we as part of TNK-BP have the same values and it is through them that we can reach our goals. Moreover, TNK-BP is a fairly young company with enormous growth potential and we need to evolve our corporate culture in a very solid manner. So we in the Drilling Dept. are to set the example and make our values the top priority not only in words but most importantly in operations. This interview was conducted as a joint venture between ROGTEC Magazine and Innovator Magazine

С другой стороны, специалисты Департамента бурения должны разделять ценности, общие для всех сотрудников ТНК-ВР. Не так давно руководство Компании обозначило четыре ценности ТНК-ВР: лидерство, безопасность, эффективность и добросовестность. Думаю, что мы, как часть ТНК-ВР, разделяем эти ценности и именно через них можем достичь поставленных целей. Более того, ТНК-ВР – достаточно молодая компания, обладающая огромным потенциалом роста, и поэтому нам нужно планомерно развивать корпоративную культуру. И я считаю, что мы, сотрудники Департамента бурения, должны служить примером и в своей деятельности руководствоваться ценностями Компании – не только на словах, но и, самое главное, на деле. Это интервью было подготовлено в рамках совместного проекта журнала ROGTEC и журнала “Новатор”

ROGTEC 53

БУРЕНИЕ

ТНК-Уват:

площадка для инноваций в бурении

TNK-Uvat:

Where Drilling Innovation Comes to Life Сергей Самышкин, и.о. директора Департамента бурения, ООО «ТНК-Уват»

Sergey Samyshkin Acting Drilling Dept. Director, TNK-Uvat

Владимир Малов, региональный менеджер по супервайзингу, Департамент бурения, ООО «ТНК-Уват»

Vladimir Malov, Regional Supervising Manager, Drilling Dept., TNK-Uvat

По итогам 2010 года ООО «ТНК-Уват» продемонстрировало лучшие производственные показатели среди предприятий БН «Разведка и Добыча». В частности, план по добыче нефти был перевыполнен почти на 500 тыс. т, что стало закономерным итогом внедрения инноваций и слаженной работы всех служб предприятия, в том числе Департамента бурения. В 2011 году объем строительства новых скважин на Увате увеличится почти вдвое, а линейка применяемых технологий пополнится новыми разработками.

олномасштабное эксплуатационное бурение на месторождениях Уватского проекта началось в 2007 году; к настоящему времени построено более 230 скважин, а общая проходка приближается к 800 тыс. м (только в прошлом году было пробурено 256 тыс. м породы и сдано 69 скважин). Для обеспечения максимальной эффективности бурения на Увате был успешно опробован и внедрен целый ряд технологических новаций – опережающая забивка направлений, долота нового дизайна, высокомоментные забойные двигатели, телесистемы с электромагнитным каналом связи, проведение геофизических исследований скважин (ГИС) в процессе бурения и другие. В результате кратно увеличились скорости проходки: если в 2007 году на

54 ROGTEC

In 2010, TNK-Uvat demonstrated the best performance among the Upstream’s subsidiaries. Thus, almost 500,000 t were produced above the plan, which came as a natural outcome of the introduction of innovations and the efficient cooperation of all teams in the subsidiary, including the Drilling Dept. This year, the scope of new well construction in Uvat will increase nearly twofold, and more new technologies will be introduced.

ull-scale development drilling in Uvat group of fields started back in 2007; to date, over 230 wells have been built, and the total footage is nearing 800,000 m (last year alone, the footage reached 256,000 m and 69 wells were commissioned). To maximize drilling efficiency in Uvat, quite a few innovative technologies were successfully tested and implemented, including advance conductor driving, new bit designs, high-torque downhole motors, MWD (measurement while drilling) tools with electromagnetic communication channels, logging while drilling (LWD), etc. As a result, rates of penetration have increased dramatically: in 2007 it took 10.27 days to drill 1,000 m, while in 1Q 2011 it became a matter of five days only. Apart from standard directional wells, nine horizontal wells and two dual completion wells were drilled in Uvat. The successful horizontal drilling was one of the main factors underlying TNK-Uvat’s performance improvement in www.rogtecmagazine.com

DRILLING бурение 1 000 м требовалось в среднем 10,27 суток, то в 1-м квартале 2011 года – всего пять. Помимо стандартных наклонно-направленных скважин на месторождениях Уватской группы пробурены также девять горизонтальных скважин и две скважины для одновременно-раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов. Именно успех в горизонтальном бурении стал одним из главных факторов роста показателей ООО «ТНК-Уват» в 2010 году: дебиты этих скважин превзошли ожидания специалистов и составили от 250 т до 550 т нефти в сутки. Такой результат, несомненно, способствовал пересмотру планов предприятия по горизонтальному бурению в сторону увеличения.

К настоящему времени на месторождениях Уватского проекта построено более 230 скважин, а общая проходка приближается к 800 тыс. м To date, over 230 wells have been built in Uvat, the total footage is nearing 800,000 m

2010: the flow rates of these wells exceeded the drillers’ expectations and reached 250 tpd to 550 tpd. Following this success TNK-Uvat reviewed and expanded its horizontal drilling program. The business plan for 2010 was exceeded due to one more factor: the first ever frac program in Uvat. Fracs greatly increased productivity of complex low-permeability reservoirs and are currently being widely performed in Urna, Ust-Teguss and Tyamkinskoye fields. Super Pipes for Super Well Pads The approved Uvat development plan provides for unconventional drilling of the well pattern from super well pads per 48 wells (see “Advanced Drilling Technology for Advanced Uvat Fields”, Innovator #37). This solution provided quite a few organizational, economic and environmental benefits,but on the other hand significantly

Вторым фактором, повлиявшим на перевыполнение бизнес-плана 2010 года, стала реализация программы по выполнению гидроразрывов пласта – на месторождениях Уватской группы подобные операции проводились впервые. Метод ГРП позволил значительно увеличить продуктивность сложных низкопроницаемых коллекторов и в настоящее время активно используется на Урненском, Усть-Тегусском и Тямкинском месторождениях. Супертрубы для суперкустов Утвержденной схемой разработки месторождений Увата предусмотрено нетрадиционное разбуривание сетки скважин – с суперкустов по 48 скважин на каждом (см. «Современные технологии бурения для современных Уватских месторож-дений», «Новатор» №37). Такой подход обеспечивает ряд организационных, экономических и экологических выгод, но, в то же время, существенно влияет на технологию строительства скважин. В частности, бурятся скважины со все большими отходами от вертикали: если на старте проекта они не превышали 1 500 м, то к настоящему времени они достигают 3 600 м – и это не предел. Данное обстоятельство создает дополнительные трудности в бурении: ухудшается вынос шлама, www.rogtecmagazine.com

Рис 1: Утвержденной схемой разработки месторождений Увата предусмотрено разбуривание сетки скважин с суперкустов по 48 скважин на каждом, что существенно влияет на технологию строительства скважин. Pic 1: The approved Uvat development plan provides for drilling of the well pattern from super well pads per 48 wells, which significantly complicates the drilling technology.

ROGTEC 55

БУРЕНИЕ снижается устойчивость стенок скважины. Для борьбы с этими явлениями в 2011 году решено опробовать бурильные трубы серии Hydroclean производства французской фирмы VAM Drilling. Необходимое оборудование уже приобретено, и в мае на УстьТегусском месторождении начнется пилотный проект по его использованию на скважинах с отходами более 3 600 м. Как ожидается, эта технология позволит увеличить эффективность бурения на 5-7%.

Дебиты горизонтальных скважин превзошли ожидания специалистов ООО «ТНК-Уват» и составили от 250 т до 550 т нефти в сутки The flow rates of horizontal wells exceeded TNK-Uvat’s expectations and reached 250 tpd to 550 tpd Еще одной новацией 2011 года станет внедрение линейки программных продуктов Landmark. Пилотный проект реализуется в Департаменте бурения ООО «ТНК-Уват» с марта и, в случае успеха, будет внедряться во всех целевых дочерних обществах (ЦДО) ТНК-ВР. Интегрированное решение Landmark по управлению данными на протяжении всего жизненного цикла скважин обеспечивает сбор информации, в том числе в режиме, близком к реальному времени, с последующим анализом. В программе реализованы функции планирования и отчетности по выполненным операциям, ведения истории скважин, планирования и отслеживания затрат, получения и использования практического опыта. Большой вклад в реализацию данного проекта вносит полевой супервайзер Департамента бурения ООО «ТНК-Уват» Антон Дудер. Новые подрядчики и новые рекорды Для обеспечения планов по увеличению программы бурения ООО «ТНК-Уват» и поддержания конкурентной среды в 2011 году к работе были привлечены новые подрядчики – Eriell (бурение), M-I SWACO (буровые растворы) и Baker Hughes (наклонно-направленное бурение). Буровая установка ZJ-70 DBS компании Eriell к настоящему времени успешно смонтирована на кусте №2 Тямкинского месторождения. Кроме того, традиционный буровой подрядчик ООО «ТНК-Уват» компания KCA Deutag мобилизовала в дополнение к четырем имеющимся станкам еще один – Т-500. Обе новые установки позволяют применять все современные технологические решения при бурении. Результатом обновления производственных мощностей и расширения состава подрядчиков стало

56 ROGTEC

complicated the drilling technology. In particular, the new approach stipulated construction of wells with ever greater step-outs, which did not exceed 1,500 m at the launch of the project and have since increased up to 3,600 m – and this is not the limit. This additionally complicated the drilling process through worse cuttings recovery and poorer wellbore stability. To improve the situation, it was decided in 2011 to test Hydroclean drill pipes manufactured by VAM Drilling, France. All the necessary equipment has already been purchased, and a pilot project to test it in wells with step-outs over 3,600 m will be launched in May in Ust-Teguss. This technology is expected to increase drilling efficiency by 5 percent to 7 percent. Another innovation to be introduced in 2011 is Landmark software package. The pilot project has been running at TNK-Uvat Drilling Dept. since March and, if successful, it will be rolled out in all TNK-BP’s target subsidiaries. Landmark is an integrated solution for data management throughout the entire well life cycle that enables data acquisition (including near-real time data acquisition) and subsequent data analysis. The software functions include planning and reporting on the operations completed, wells history tracking, cost planning and tracking, and skills gaining and application. Anton Duder, Supervisor in TNK-Uvat Drilling Dept., contributes immensely to Landmark project implementation.

Рис 2: Новый рекорд скорости проходки в ТНК-ВР – 1 051 м в сутки – был установлен на Усть-Тегусском месторождении ООО «ТНК-Уват». Pic 2: TNK-BP’s new drilling record of 1,051 m drilled per day was achieved in TNK-Uvat’s Ust-Teguss field. New Contractors and New Records To satisfy the expansion of TNK-Uvat’s drilling program and encourage competitiveness, some new contractors have come to work in Uvat: Eriell (drilling), M-I SWACO (muds) and Baker Hughes (directional drilling). Eriell’s ZJ-70 DBS drilling rig has been by now successfully assembled on Well Pad #2 in Tyamkinskoye field. Moreover, KCA Deutag, TNK-Uvat’s longstanding contractor, has mobilized a T-500 rig in addition to the four operating rigs. Both new rigs allow for all state-of-theart engineering solutions in drilling. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 57

БУРЕНИЕ

В целом эффективность бурения в 2011 году увеличилась по сравнению с прошлым годом на 17,28% для горизонтальных и на 12,52% для наклонно-направленных скважин. Улучшение производственных показателей зафиксировано на всех буровых проекта, однако особо следует отметить работу коллектива установки Т-503 под руководством полевых супервайзеров Вячеслава Коблова и Николая Коковина, который добился повышения эффективности на 14,5% по сравнению с прошлым годом.

Если на старте проекта отходы скважин от вертикали не превышали 1 500 м, то к настоящему времени они достигают 3 600 м – и это не предел At the launch of the project, well step-outs in Uvat did not exceed 1,500 m and have since increased up to 3,600 m – and this is not the limit Задел для достижений Программа поисково-разведочного бурения ООО «ТНК-Уват» на 2011 год предусматривает строительство 16 скважин, из которых пять уже пробурены и пять находятся в процессе бурения и испытаний. Завершение этих работ открывает перспективы начала в 2012-2014 годах эксплуатационного бурения на Радонежском и Южно-Петьегском месторождениях, суммарные геологические запасы которых составляют более 70 млн т нефти, а извлекаемые при ближаются к 20 млн т. Выход на новые месторождения потребует от буровиков ООО «ТНК-Уват» существенного расширения круга привлекаемых подрядчиков по бурению и сервисам, что создаст хорошую конкурентную среду и, в перспективе, приведет к дальнейшему росту эффективности буровых работ на Уватских месторождениях. Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов. Published with thanks to TNK-BP and Innovator Magazine

58 ROGTEC

0 400 800 Глубина, м - Depth, m

установление новых рекордов скорости бурения. При бурении под кондуктор скважины №345 на Тямкинском месторождении достигнута рекордная для проекта средняя механическая скорость – 118 м в час, а при строительстве скважины №2625 на Усть-Тегусском месторождении зафиксирован лучший показатель проходки за сутки по ТНК-ВР – 1 051 м .

1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000 4400 0

Сутки - Days Сутки - Plan Факт - Actual Технический предел - Technical Limit

Рис 3: Во многом благодаря высоким скоростям проходки при бурении скважины №2625 на УстьТегусском месторождении ее строительство было завершено на 3,8 суток раньше запланированного срока. Pic 3: Due to the high penetration rates, Well #2625 in Ust-Teguss was drilled 3.8 days ahead of plan. The rig fleet upgrade and the contracting of new vendors has resulted in new records in drilling rates. When the surface casing of Well #345 in Tyamkinskoye field was being drilled Uvat’s record average penetration rate of 118 m per hour was reached, and the construction of Well #2625 in Ust-Teguss recorded TNK-BP’s best daily penetration rate: 1,051 m. As compared to 2010, the drilling efficiency in 2011 has increased by 17.28 percent for horizontal wells and by 12.52 percent for directional wells. Every rig working in Uvat has shown progress, but special tribute is to be paid to the T-503 rig crew supervised by Vyacheslav Koblov and Nikolay Kokovin who improved their performance by 14.5 percent compared to 2010. Room for Achievements TNK-Uvat’s exploration drilling program for 2011 provides for construction of 16 wells, five of which have already been drilled and another five are being currently drilled and tested. Upon completion of these operations, it can be possible to launch development drilling in 2012-2014 in Radonezhskoye and Yuzhno-Petyogskoye fields: the total oil in place in both exceeds 70 mln t and recoverable reserves are about 20 mln t. In view of coming operations in the new fields, TNK-Uvat Drilling Dept. will have to significantly expand the range of drilling and service contractors engaged, which will bring about a positive competitive environment and, in the long run, will further enhance drilling efficiency in Uvat. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 59

БУРЕНИЕ

Tethys Petroleum: Опыт применения технологии радиального бурения: Северный Уртабулак

Tethys Petroleum on Radial Drilling Technology Case History: North Urtabulak Методы повышения нефтеотдачи на зрелом месторождении в Республике Узбекистан

Enhanced oil recovery from a mature field in the Republic of Uzbekistan

Эффективность технологии радиального бурения уже давно считается спорным вопросом в отрасли. В атмосфере этих противоречий, Tethys Petroleum Limited в 2010 году начала кампанию по внедрению технологии радиального бурения с целью повышения нефтеотдачи на месторождении в поздней стадии разработки в Республике Узбекистан. Для Узбекистана это первый опыт использования данной технологии радиального бурения.

The effectiveness of radial drilling technology has long been a contentious issue within our industry, and it was into this climate of controversy that Tethys Petroleum Limited in 2010 embarked upon a campaign of radial drilling to enhance oil recovery from a mature oil field in the Republic of Uzbekistan. This would be the first application of radial drilling technology in Uzbekistan.

Компания Tethys Petroleum Limited занимается разведкой и добычей нефти и газа. В настоящее время в центре внимания компании - Центральная Азия и принадлежащие Tethys Petroleum проекты в Казахстане, Таджикистане и Узбекистане. Это единственная независимая компания. которая работает во всех этих трех республиках. Нефтяное месторождение Северный Уртабулак находится на юге Узбекистана и было открыто в 1972 году с геологическими запасами нефти приблизительно 124.2 миллиона баррелей. На сегодняшний день, на структуре пробурено 119 скважин, и остаточные запасы по оценкам специалистов составляют 7.3 миллиона баррелей.

60 ROGTEC

Tethys Petroleum Limited is an oil and gas exploration and production company currently focused on Central Asia with projects in Kazakhstan, Tajikistan and Uzbekistan. It is the only independent oil and gas company operating in all three Republics. The North Urtabulak oil field in southern Uzbekistan was discovered in 1972, with calculated oil in-place of approximately 124.2 million barrels (“MMbbls”). To date, 119 wells have been drilled on the structure, and remaining oil thought to be in the region of 7.3 MMbbls. The field is a carbonate reef structure of Jurassic age, with an average reservoir thickness of approximately 320m. In March of 2010, Tethys Petroleum Limited via its subsidiary Tethys Production Uzbekistan acquired the Contractor rights to the North Urtabulak Production Enhancement Contract, whereby the Contractor is www.rogtecmagazine.com

DRILLING Месторождение представляет собой карбонатную рифовую структуру Юрского возраста, со средней мощностью пласта около 320 метров.

obligated to implement new technologies and new techniques to enhance liquid hydrocarbon production from the North Urtabulak field. In return the Contractor receives an allocation of this increased (incremental) production.

В марте 2010 года, Tethys Petroleum Limited, через свое дочернее предприятие Tethys A Petrel/Eclipse reservoir model of North Urtabulak Production Узбекистан, приобрела права commissioned by Tethys Petroleum in 2010 indicated подрядчика по Договору об увеличении the presence of significant volumes of remaining oil in добычи на Северном Уртабулаке, согласно place, much of which was ‘trapped’ between existing которому подрядчик обязуется внедрить новые wells – a situation exacerbated by severe near-wellbore технологии и методики повышения добычи skin damage and the currently pressure-depleted жидких углеводородов на месторождении condition of the North Urtabulak reservoir. A solution was Северный Уртабулак. В свою очередь, therefore required whereby these remaining oil reserves подрядчик получает право на получение своей could be accessed in a cost-effective manner. доли увеличенной (приращенной) добычи. Модель пласта Северного Уртабулака, Tethys Petroleum and its contractual predecessors to the созданная Tethys Petroleum при помощи Production Enhancement Contract with the state-owned программного обеспечения Petrel/Eclipse в oil company Uzbekneftegaz, had previously implemented 2010 году, показала присутствие значительных horizontal drilling and sidetracking technologies as means запасов оставшейся нефти, большая часть of accessing additional oil reserves. However, these capital которых оказалась“защемленной” между intensive and relatively high-risk technologies were no существующими longer considered to be скважинами. cost effective for the North более эффективно и точно найти Ситуацию осложняли Urtabulak reservoir in its многочисленные current state of depletion. доступ к защемленной нефти и/или повреждения Similarly, acid stimulation к тем углеводородам, которые ранее of the reservoir had also призабойной зоны скважин и been attempted at North были недосягаемы истощенное на Urtabulak, although it was more efficiently and more accurately данный момент found that the stimulation давление пласта fluid tended to follow the access trapped and/or previously на месторождении path of least resistance, inaccessible hydrocarbons Северный Уртабулак. which is invariably into the lower productivity zones of В таких условиях требовалось найти решение, при the reservoir. It was therefore hoped that radial drilling might котором оставшиеся запасы нефти могли быть allow Tethys to more efficiently and more accurately access извлечены наиболее рентабельным способом. trapped and/or previously inaccessible hydrocarbons. Tethys Petroleum и ее предшественники по договору о повышении нефтеотдачи совместно Radial drilling’s principal application to date has been in с государственной нефтяной компанией marginal and mature fields with low productivity and shallow Узбекнефтегаз ранее уже использовали (<2750m) wells. Radial drilling effectively applies modified технологии горизонтального бурения и coiled tubing technology to penetrate lateral holes of зарезки боковых стволов с целью извлечения 50mm in diameter up to 100m from the original wellbore. дополнительных запасов нефти. Тем не менее, эти The principal objective of this technique is to improve капиталоемкие и довольно рискованные методы the production profile around the original wellbore by были признаны экономически неэффективными penetrating beyond the damaged skin zone and by в условиях месторождения Северный accessing trapped pockets of hydrocarbons. At present Уртабулак, учитывая его истощенность. Также this technology can only be applied in vertical (or nearна месторождении предпринимались попытки vertical) wells, although research is ongoing to adapt this стимулирования притока нефти при помощи technique to deviated and horizontal wells. Suitable well кислотной обработки, но результаты показали, candidates for radial drilling are mutually agreed between что стимулирующий раствор распространялся the operator and the radial drilling contractor, based по пути наименьшего сопротивления, то есть principally upon the mechanical condition of the well and устойчиво по нижележащим продуктивным зонам its production potential. пласта. Учитывая вышесказанное, ожидалось, что радиальное бурение позволит компании Tethys The principal factors to be taken into consideration более эффективно и точно получить доступ к when selecting suitable well candidates for radial drilling www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 61

БУРЕНИЕ

метры meters

Скважины - Well Symbol

Tethys Production Узбекистан - Tethys Production Uzbekistan

Нагнетательные скважины - Pumping Wells Газлифтные скважины - Gas Lift Well

Карта поверхности пласта - Top Reservior Structural Map Северный Уртабулак - North Urtabulak Масштаб 1:12864 - Scale: 1.12884

Рисунок 1: Северный Уртабулак – скважины, предполагаемые для радиального бурения Figure 1: North Urtabulak - Radial Drilling Well Candidates защемленной нефти и/или к тем углеводородам, которые ранее были недосягаемы. Основной областью использования радиального бурения до сегодняшнего дня были малодебитные и истощенные месторождения с низкой производительностью и неглубокими (менее 2750 м) скважинами. В радиальном бурении эффективно используется модифицированная технология гибкого НКТ для бурения боковых стволов диаметром 50 мм и протяженностью до 100 м от основного ствола. Основная цель этого метода заключается в улучшении производительности основной скважины за счет бурения радиальных стволов за пределы поврежденной призабойной зоны и обеспечении доступа к недренируемым участкам пласта. В настоящее время эта технология применяется только в вертикальных или почти вертикальных скважинах, хотя продолжаются исследования по доработке этой технологии для использования в наклонных и горизонтальных скважинах. Решения, по выбору скважинкандидатов, принимаются совместно оператором и подрядчиком по радиальному бурению, в основном,

62 ROGTEC

operations are as follows; Mechanical Factors » Casing Size: The current radial drilling equipment can operate in production casing sizes of 5-1/2” OD or greater. The equipment can also operate in 4-1/2” or greater in-gauge open hole.

» Multiple Casing Strings: The current radial drilling configuration can only penetrate single strings of casing. Overlapping casing strings cannot be milled with the existing cutting system. » Casing Grade: The tungsten carbide bits used to mill casing exits are limited to casing grades of N-80 (Russian grade ‘D’) or less. » Casing Wall Thickness: In its current design, the maximum casing wall thickness able to be milled is 10mm. » Casing Cementation: In order to successfully initiate a

casing exit, the radial drilling equipment requires a good cement bond between the casing and the formation. A poor casing bond generally results in difficulty or failure in jetting operations. The competence of the cement bond is generally assessed by CBL. www.rogtecmagazine.com

DRILLING в зависимости от механического состояния скважины и ее производственного потенциала. При выборе скважин-кандидатов для радиального бурения, принимаются в расчет следующие ключевые моменты: Механические параметры » Размер колонны: существующее на сегодня оборудование для радиального бурения позволяет работать в колоннах наружным диаметром 5-1/2 дюйма и выше. Оборудование также позволяет работать в открытых стволах номинальным диаметром 4-1/2 дюйма или выше.

» Несколько обсадных колонн: существующая

система радиального бурения позволяет вырезать окна только в одной колонне. Фрезеровка через несколько обсадных колонн невозможна, учитывая существующую систему фрезеровки.

» Марка колонн: долота из карбида вольфрама,

используемые для фрезеровки окон в колонне могут быть использованы только в обсадных колоннах марки N-80 (категория “Д” в российской классификации) или ниже.

» Wellbore Inclination: Since the system relies upon gravity

to seat the radial drilling equipment, the well inclination should not exceed 60 degrees from vertical.

» Wellbore Depth: The present system is designed to operate at a maximum depth of 3000m.

» Wellbore Rathole: A rathole of 10m is required to allow the jetted debris to settle beneath the deflector shoe.

» Bottomhole Temperature: BHT should not exceed 120 Deg C.

» Bottomhole Pressure: BHP should not exceed 6500 psi. Reservoir & Geological Factors

» Dipping Formations: Steeply dipping formations

are generally not suitable for radial drilling operations, particularly where there are porosity differences between adjacent formations.

» Unconformities: Facial changes, pinch-outs and

unconformities generally result in a stalling or stoppage of the jetting process.

» Mineralization: Calcitic or siliceous mineralization in

carbonates and sands can result in zero porosity which

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

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

Laterals

ROGTEC 61

Oil

БУРЕНИЕ

» Толщина стенки колонны: при нынешней конструкции, возможна фрезеровка колонны с максимальной толщиной 10 мм. » Цемент за колонной: для успешной фрезеровки окна в колонне оборудованием радиального бурения необходимо хорошее сцепление цемента между колонной и породой. При слабой цементации могут возникать сложности или сбои при гидравлической промывке. Качество цементажа обычно оценивается используя АКЦ. » Наклон скважины: поскольку радиальное бурение использует эффект гравитации, уклон скважины не должен превышать 60 градусов от вертикали. » Глубина скважины: существующая система способна работать при максимальной глубине скважины 3000 метров.

renders the well unsuitable for radial drilling.

» Cavernous and Vuggy Formations: Since the forward penetration of the jetting system relies upon some lateral constraint, cavernous and vuggy formations are not generally suitable for radial drilling operations. » Unconsolidated Formations: Jetting of unconsolidated formations generally causes washouts which impedes forward progress of the jetting assembly. » Evaporites: Salts, gypsum and anhydrite are generally not penetrable by jetting action.

In the case of the North Urtabulak reservoir, core samples of the reservoir rock were sent to Radial Drilling Systems’ (RDS) laboratory for pilot testing. At North Urtabulak the RDS coiled tubing unit was operated in conjunction with Tethys’ contracted XJ-450 truck-mounted workover rig.

» Шурф в скважине: для осаждения вымытого шлама под отклонителем необходим шурф глубиной 10 м.

» Температура на забое скважины: не должна превышать 120°С. » Давление на забое скважины: не должно превышать 6500 psi (фунтов на кв.дюйм). Пластовые и геологические параметры » Наклонные пласты: пласты с большим углом падения, в целом, не подходят для радиального бурения, особенно те, где наблюдается разная пористость между близлежащими пластами.

» Несогласные напластования: фациальные

изменения, выклинивания и несогласные напластования обычно приводят к задержкам или полной остановке процесса промывки.

» Минерализация: известковая или кремниевая минерализация в карбонатах и песках может быть причиной нулевой пористости, что делает скважину неподходящей для радиального бурения. » Кавернозные и пористые формирования: поскольку

проникновение гидромониторной системы требует определенных границ, кавернозные и пористые формирования в целом не подходят для радиального бурения.

» Рыхлые пласты: промывка рыхлых пластов в целом приводит к вымыванию пород, что препятствует продвижению промывочной компоновки. » Эвапориты: соли, гипс и ангидриты в целом не поддаются проникновению гидромониторной струей. 64 ROGTEC

Рисунок 2: Дефлектор и горизонтальное струйное перфорирование Figure 2: Deflector Shoe and Lateral Jetting Upon selection of suitable well candidates the radial drilling procedure is as follows; 1. Kill well. Rig up workover unit. Retrieve existing completion string. 2. Run in hole with casing scraper and casing drift assemblies. 3. Connect deflector shoe to tubing and run in hole to required depth. 4. Orient deflector shoe (if required). 5. Rig up coil tubing unit and gooseneck. 6. Run in hole with casing cutter and initiate casing exit. 7. Run in hole with jet assembly connected to 100m flexible hose and coiled tubing. 8. Perforate 50mm diameter hole up to 100m in length. 9. Rotate deflector shoe through 90 degrees. 10. Repeat steps 6 through 9 until all four laterals are completed. 11. Raise deflector shoe to second level (if required). www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Â§Ă&#x20AC;Ă&#x152;Ă?Ă&#x2030;Ă&#x2039;Ă&#x2030;Ă ÂżĂ&#x20AC;Ă&#x2C6;Ă&#x192;Ă&#x20AC; ÂŹĂ&#x20AC;Â˝Ă&#x20AC;Ă&#x2039;Ă&#x2C6;Ă&#x2013;Ă&#x201E; ÂŽĂ&#x2039;Ă?ÂťÂźĂ&#x17D;Ă&#x2020;ÂťĂ&#x2026; ÂŞĂ&#x2039;Ă&#x2030;Ă&#x192;Ă&#x201A;Â˝Ă&#x2030;ÂżĂ&#x192;Ă?Ă&#x20AC;Ă&#x2020;Ă&#x2014;Ă&#x2C6;Ă&#x2030;Ă&#x152;Ă?Ă&#x2014; Ă&#x152;Ă&#x2026;Â˝ÂťĂ Ă&#x192;Ă&#x2C6; ÂżĂ&#x2030; Ă&#x192; Ă&#x160;Ă&#x2030;Ă&#x152;Ă&#x2020;Ă&#x20AC; Ă&#x2039;ÂťÂżĂ&#x192;ÂťĂ&#x2020;Ă&#x2014;Ă&#x2C6;Ă&#x2030;ÂžĂ&#x2030; ÂźĂ&#x17D;Ă&#x2039;Ă&#x20AC;Ă&#x2C6;Ă&#x192;Ă&#x161; .ORTH 5RTABULAK &IELD 0RE AND 0OST 2ADIAL $RILLING 0RODUCTION

ÂŞĂ&#x2039;Ă&#x2030;Ă&#x192;Ă&#x201A;Â˝Ă&#x2030;ÂżĂ&#x152;Ă?Â˝Ă&#x2030; Ă&#x2C6;Ă&#x20AC;Ă?Ă?Ă&#x192; ÂźĂ&#x2C6;Âż /IL 0RODUCTION BOPD

100 90 80 70

60 50 40 30

Â&#x;Ă&#x2030;ÂźĂ&#x2013;Ă&#x2019;Âť Ă&#x2C6;Ă&#x20AC;Ă?Ă?Ă&#x192; ÂżĂ&#x2030; ÂŤÂ&#x153; 'ROSS OIL BEFORE 2$

20 10

Â&#x;Ă&#x2030;ÂźĂ&#x2013;Ă&#x2019;Âť Ă&#x2C6;Ă&#x20AC;Ă?Ă?Ă&#x192; Ă&#x160;Ă&#x2030;Ă&#x152;Ă&#x2020;Ă&#x20AC; ÂŤÂ&#x153; 'ROSS OIL AFTER 2$

0 NU-44

NU-79

NU-87

NU-92

NU-116

Â¨Ă&#x2030;Ă&#x2021;Ă&#x20AC;Ă&#x2039; Ă&#x152;Ă&#x2026;Â˝ÂťĂ Ă&#x192;Ă&#x2C6;Ă&#x2013; 7ELL .UMBER

Đ&#x201D;ĐťŃ? ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐĄĐľĐ˛ĐľŃ&#x20AC;Đ˝Ń&#x2039;Đš ĐŁŃ&#x20AC;Ń&#x201A;Đ°ĐąŃ&#x192;ĐťĐ°Đş, ĐşĐľŃ&#x20AC;Đ˝ĐžĐ˛Ń&#x2039;Đľ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐąŃ&#x2039; ĐżĐťĐ°Ń Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐżĐžŃ&#x20AC;ĐžĐ´ ĐąŃ&#x2039;ĐťĐ¸ ĐžŃ&#x201A;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Ń&#x2039; Đ˛ ĐťĐ°ĐąĐžŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ¸Ń&#x17D; ĐĄĐ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐź Đ Đ°Đ´Đ¸Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐłĐž Đ&#x2018;Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Đ¸Ń? (RDS) Đ´ĐťŃ? Ń?ĐşŃ ĐżĐľŃ&#x20AC;Đ¸ĐźĐľĐ˝Ń&#x201A;Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸Ń ĐżŃ&#x2039;Ń&#x201A;Đ°Đ˝Đ¸Đš. Đ?Đ° Ń Đ°ĐźĐžĐź ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đ¸ ĐąŃ&#x2039;ĐťĐ¸ Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃ&#x152;ĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Ń&#x2039; Đ°ĐłŃ&#x20AC;ĐľĐłĐ°Ń&#x201A; Ń ĐłĐ¸ĐąĐşĐ¸Đź Đ?Đ&#x161;Đ˘ ĐşĐžĐźĐżĐ°Đ˝Đ¸Đ¸ RDS Đ˛ Ń ĐžŃ&#x2021;ĐľŃ&#x201A;Đ°Đ˝Đ¸Đ¸ Ń Đž Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˝ĐşĐžĐź ĐżĐž ĐşĐ°ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐźĐžĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x192; Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ XJ-450, Đ˛ĐˇŃ?Ń&#x201A;ĐžĐš Đ˝Đ° ĐżĐžĐ´Ń&#x20AC;Ń?Đ´ ĐşĐžĐźĐżĐ°Đ˝Đ¸ĐľĐš Tethys. Đ&#x;ĐžŃ ĐťĐľ Đ˛Ń&#x2039;ĐąĐžŃ&#x20AC;Đ° ĐżĐžĐ´Ń&#x2026;ĐžĐ´Ń?Ń&#x2030;Đ¸Ń&#x2026; Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝, Ń&#x20AC;Đ°Đ´Đ¸Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝ĐžĐľ ĐąŃ&#x192;Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Đ¸Đľ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ¸Ń Ń&#x2026;ĐžĐ´Đ¸Ń&#x201A; Ń ĐťĐľĐ´Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đź ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐź: 1. Đ&#x201C;ĐťŃ&#x192;Ń&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Đľ Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń&#x2039;. Đ&#x153;ĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ°Đś Ń&#x192;Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˝ĐžĐ˛ĐşĐ¸ Đ´ĐťŃ? ĐşĐ°ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐźĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ° Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń&#x2039;. Đ&#x;ĐžĐ´Ń&#x160;ĐľĐź Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Ń&#x192;Đą. 2. ĐĄĐżŃ&#x192;Ń Đş Đ˛ Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń&#x192; Ń ĐşŃ&#x20AC;ĐľĐąĐşĐ° Đ¸ Ń&#x2C6;Đ°ĐąĐťĐžĐ˝Đ° Đ´ĐťŃ? ĐžĐąŃ Đ°Đ´Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Ń&#x192;Đą. 3. Đ&#x;Ń&#x20AC;Đ¸Ń ĐžĐľĐ´Đ¸Đ˝ĐľĐ˝Đ¸Đľ ĐžŃ&#x201A;ĐşĐťĐžĐ˝Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ? Đş Đ?Đ&#x161;Đ˘ Đ¸ Ń ĐżŃ&#x192;Ń Đş Đ˝Đ° Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźŃ&#x192;Ń&#x17D; ĐłĐťŃ&#x192;ĐąĐ¸Đ˝Ń&#x192;. 4. Đ&#x17E;Ń&#x20AC;Đ¸ĐľĐ˝Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đľ ĐžŃ&#x201A;ĐşĐťĐžĐ˝Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ? (ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźĐžŃ Ń&#x201A;Đ¸). 5. Đ&#x153;ĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ°Đś ĐłĐ¸ĐąĐşĐžĐłĐž Đ?Đ&#x161;Đ˘ Đ¸ Ń Ń&#x201A;ĐžŃ?ĐşĐ° (ĐłŃ&#x192;Ń Đ°ĐşĐ°). 6. ĐĄĐżŃ&#x192;Ń Đş Ń&#x201E;Ń&#x20AC;ĐľĐˇĐ° Đ¸ Ń&#x201E;Ń&#x20AC;ĐľĐˇĐľŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ĐşĐ° ĐžŃ&#x201A;Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń Ń&#x201A;Đ¸Ń? Đ˛ ĐşĐžĐťĐžĐ˝Đ˝Đľ. 7. ĐĄĐżŃ&#x192;Ń Đş Đ˛ Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń&#x192; ĐşĐžĐźĐżĐžĐ˝ĐžĐ˛ĐşĐ¸ Ń Đ˝Đ°Ń Đ°Đ´ĐşĐžĐš ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Ń ĐžĐľĐ´Đ¸Đ˝ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐš Đş 100 ĐźĐľŃ&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛ĐžĐźŃ&#x192; ĐłĐ¸ĐąĐşĐžĐźŃ&#x192; Ń&#x2C6;ĐťĐ°Đ˝ĐłŃ&#x192; Đ¸ ĐłĐ¸ĐąĐşĐžĐźŃ&#x192; Đ?Đ&#x161;Đ˘. 8. Đ&#x2018;Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Đ¸Đľ Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐžĐťĐ° Đ´Đ¸Đ°ĐźĐľŃ&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžĐź 50 ĐźĐź Đ¸ ĐżŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x201A;Ń?ĐśĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń&#x17D; Đ´Đž 100 Đź. 9. Đ&#x;ĐžĐ˛ĐžŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x201A; ĐžŃ&#x201A;ĐşĐťĐžĐ˝Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ? Đ˝Đ° 90 ĐłŃ&#x20AC;Đ°Đ´Ń&#x192;Ń ĐžĐ˛. 10. Đ&#x;ĐžĐ˛Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC; Ń&#x2C6;Đ°ĐłĐžĐ˛ 6-9 Đ´Đž ĐˇĐ°Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Ń? ĐąŃ&#x192;Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ˛Ń ĐľŃ&#x2026; 4-Ń&#x2026; Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐžĐťĐžĐ˛. 11. Đ&#x;ĐžĐ´Ń&#x160;ĐľĐź ĐžŃ&#x201A;ĐşĐťĐžĐ˝Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ? Đ´Đž Đ˛Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐłĐž Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ˝Ń? (ĐľŃ ĐťĐ¸ Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźĐž). www.rogtecmagazine.com

This procedure may be repeated for as many additional levels of penetration as required. Throughout the radial drilling process the coiled tubing string is circulated with filtered (< 10 microns) water, and penetration is achieved through high pressure jetting via nozzles matched to the compressive strength of the formation. By maintaining control of the coiled tubing from surface the jetting string is held in constant tension thus permitting only straight forward departure perpendicular to the original wellbore. In carbonate (and carbonate-cemented) reservoirs, a 10% HCl acid wash can be applied after drilling each lateral. On average, it took less than two hours to complete the radial drilling of each 100m lateral at North Urtabulak. In total, five well candidates were selected for the radial drilling trial at North Urtabulak. These were a combination of casedhole and open-hole completions located in different parts of the field. All wells were vertical or near vertical. In four of the well candidates one level of four laterals were attempted and in well NU-116 two levels of four laterals were attempted. With the exception of well NU-44 (where only two laterals were achieved), in all the remaining wells four laterals of ~100m were successfully achieved at each level. All laterals were treated with a 10% hydrochloric acid wash immediately after drilling. The results of radial drilling at North Urtabulak are summarized in the chart above. NU-87 â&#x20AC;&#x201C; is an open-hole sidetracked well located slightly south of centre of the field. In total, four laterals (each of

ROGTEC 65

БУРЕНИЕ Эта процедура может повторяться при бурении на любом необходимом количестве уровней. В процессе радиального бурения по гибким НКТ циркулирует фильтрованная (<10 микрон) вода, а перфорация достигается за счет выброса воды через сопла под высоким давлением, соответствующим прочности на сжатие пород пласта. Сдерживание струи гибкой НКТ и контроль на поверхности позволяют поддерживать постоянное напряжение гибкого шланга в радиальном стволе. Это натяжение, вместе с точкой выхода из колонны даёт возможность образованию только прямой линии при выходе из колонны при условии сохранения этого натяжения. В карбонатных (и карбонатно-сцементированных) пластах, после бурения боковых стволов может использоваться кислотная промывка 10% раствором соляной кислоты. В среднем, на бурение каждого 100м бокового ствола потребовалось менее 2-х часов на Северном Уртабулаке.

98m in length) were radially drilled at a depth of 2450.9m. Oil production from this well has increased from 56.6 barrels of oil per day (“bopd”) prior to radial drilling to 69.8 bopd after radial drilling. This represents an increase of 13.2 bopd (23%). NU-79 – is a vertical well located slightly north of centre of the field, and is the only cased-hole well candidate on which radial drilling operations were performed. In total, four laterals were drilled (each 100m in length). Due to difficulties in initiating these laterals, two were drilled at 2436.7m and a further two were drilled at 2476m. It is believed that the problems encountered in drilling the final two laterals may have been due to a poor cement bond between the casing and the formation. Oil production from this well increased from 10.6 bopd to 54 bopd after radial drilling. This represents an increase of 43.4 bopd (409%).

NU-92 – is an open-hole sidetracked well in the east of the field. In total, four laterals were drilled (each 100m in length) at a depth of 2457m. Oil production from this well Всего для радиального бурения на Северном has increased from 64.1 bopd prior to radial drilling to 79.2 Уртабулаке было bopd post radial drilling. выбрано пять скважин, This represents an все скважины, предполагаемые для представляющих из increase of 15.1 bopd этих экспериментальных испытаний, себя обсаженные (24%). и необсаженные, показали значительный рост находящиеся в разных NU-44 – is an open-hole производительности в результате частях месторождения. sidetrack in the northрадиального бурения Все скважины были west of the field. Some вертикальные или considerable difficulties all well candidates in the trial почти вертикальные. were encountered in demonstrated a significant uplift in На четырех скважинахinitiating laterals in this кандидатах были well and this thought to production as a result of radial drilling. предприняты попытки be because the well had бурения четырех боковых стволов на одном уровне, а been previously acidized. This acidization and consequent hole на скважине NU-116 – по четыре боковых ствола на enlargement undoubtedly affected the ability of the deflector двух уровнях. За исключением скважины NU-44, где shoe to centralize in the wellbore. However, we did still удалось пробурить лишь два боковых ствола, на всех manage to drill two laterals in this well (1 x 94m and 1 x 23m) остальных скважинах бурение оказалось успешным и at a depth of 2451.3m. Despite only having achieved two были пробурены боковые стволы длинной около 100м laterals in this well, oil production increased from 50.9 bopd на всех планируемых уровнях. Все боковые стволы prior to radial drilling to 94.9 bopd after radial drilling, resulting были обработаны 10% раствором соляной кислоты in an increase of 44 bopd (86%). сразу после бурения. Результаты радиального бурения на месторождении Северный Уртабулак NU-116 – is a newly-drilled vertical well in the north-west of показаны на следующей сводной диаграмме. the field. This well has never really produced any significant quantities of oil and the consensus of opinion is that the NU-87 – с боковым открытым стволом, расположенная well is located in a part of the field with exceptionally чуть южнее центра месторождения. Всего пробурено low porosity and permeability. It was hoped that четыре радиальных ствола, каждый длинной 98 метров, laterals drilled from this well might extend beyond this на глубине 2450.9 м. Дебит скважины увеличился с poor poro-perm area and access reserves in a more 56.6 баррелей нефти в сутки (бнс) перед радиальным productive part of the field. In total, two levels of laterals бурением до 69.8 бнс после него. Таким образом, (each of 4 x 100m) were radially drilled from open hole. добыча увеличилась на 13.2 бнс (23%). However, despite having drilled a total of 8 laterals from this well, results have been somewhat disappointing. NU-79 – вертикальная скважина, расположенная чуть Oil production prior to radial drilling was 1.25 bopd, and к северу от центра месторождения и единственная after radial drilling it increased to 5 bopd.

66 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING обсаженная скважина, на которой проводилось радиальное бурение. Всего пробурено 4 боковых ствола, каждый длинной 100 м. В связи с возникшими при бурении этих стволов сложностями, два из них были пробурены на глубине 2436.7 м, а два других на глубине 2476 м. Предполагается, что возникшие трудности были связаны с плохим качеством цементажа между обсадной колонной и породой. Дебит нефти на этой скважине вырос с 10.6 баррелей в сутки до 54 баррелей в сутки после радиального бурения. Таким образом увеличение составляет 43.4 баррелей в сутки (409%). NU-92 – необсаженная скважина с зарезанным боковым стволом на востоке месторождения. Всего пробурено 4 боковых ствола, каждый длинной 100 м на глубине 2457 м. Дебит нефти на этой скважине возрос с 64.1 до 79.2 бнс после радиального бурения, что составляет увеличение производительности на 15.1 бнс (24%). NU-44 - необсаженная скважина с зарезанным боковым стволом на северо-западе месторождения. При бурении радиальных стволов возникли серьезные трудности, предположительно связанные с тем, что скважина ранее подвергалась кислотной обработке. Данная кислотная обработка и последующее увеличение диаметра ствола, скорее всего, и послужили причиной невозможности центровки отклонителя в скважине. Тем не менее, удалось зарезать два боковых ствола в этой скважине (один длинной 94 м и второй – 23 м) на глубине 2451.3 м. Не смотря на то, что удалось пробурить лишь два боковых ствола, дебит скважины увеличился с 50.9 до 94.9 бнс, т.е. на 44 бнс (86%). NU-116 – недавно пробуренная вертикальная скважина на северо-западе месторождения. Эта скважина, по сути, никогда не добывала сколь-либо значимых объемов нефти, что, по общему мнению, связано с ее расположением в той части месторождения, где наблюдается исключительно низкая пористость и проницаемость пород. Предполагалось, что бурение боковых стволов в этой скважине, возможно, позволит выйти за пределы низкопроницаемых пород и обеспечит доступ к запасам более продуктивной части месторождения. Всего было зарезано по 4 боковых ствола на двух уровнях, каждый длинной 100 м. Не смотря на то, что в этой скважине было пробурено 8 боковых стволов, надежды не оправдались. Производительность скважины до радиального бурения составляла 1.25 бнс, после – 5 бнс. В целом, радиальное бурение на Северном Уртабулаке можно считать довольно успешным. За www.rogtecmagazine.com

Рисунок 4: Радиальное бурение – расширенное вскрытие пластовых пород по сравнению с традиционным Figure 4: Radial Drilling – Extended penetration compared to traditional perforation Overall, the radial drilling trial at North Urtabulak can reasonably be judged to have been a success. With the possible exception of NU-116 (for justifiable reservoirrelated reasons) all well candidates in the trial demonstrated a significant uplift in production as a result of radial drilling. It must however be said that whilst production from many of these radially-drilled wells has subsequently dropped off, we believe to be due more to reasons of an overall decline in reservoir pressure than to any radial drilling related factors. By far the single most important lesson-learnt from the radial drilling trial at North Urtabulak is that careful field and well selection are paramount in assuring the successful outcome of radial drilling operations. For example, we were advised by our radial drilling contractor during the planning phase that radial drilling technology is most effective in fields which retain at least 70% of the original reservoir pressure. The North Urtabulak field certainly does not fulfill this criterion, which is probably why the post-radial drilling uplift in production was not sustained. However, Tethys Petroleum was well aware of this impediment but was keen to prove the effectiveness of the technology to Uzbekneftegaz as a means of securing additional field rehabilitation projects in Uzbekistan and elsewhere. The only well candidates in which we had problems initiating and progressing radially drilled laterals fell foul of one or more of the well selection criteria outlined above. Specifically, well NU-44 suffered from hole enlargement as a result of a previous acid stimulation, which resulted in an inability to centralize the deflector shoe in the wellbore. Similarly, we had problems in initiating laterals in NU-79 due to a poor cement bond between casing and formation. Again, this re-emphasizes the need for careful planning and well selection prior to the commencement of radial drilling operations.

ROGTEC 67

БУРЕНИЕ возможным исключением скважины NU- 116 (по обоснованным причинам связанным с коллекторскими свойствами), все скважины, предполагаемые для этих экспериментальных испытаний, показали значительный рост производительности в результате радиального бурения. Следует, однако, заметить, что хотя производительность многих из этих скважин, где проводилось радиальное бурение, впоследствии упала, мы полагаем, что это случилось скорее вследствие общего падения пластового давления, нежели по причинам связанным с самим радиальным бурением.

In conclusion, and despite the pressure depleted condition of the reservoir, the trial at North Urtabulak proved emphatically that radial drilling can be a cost-effective and time-efficient application to increase production and to access trapped hydrocarbons. It allows accurate placement of laterals and extended horizontal penetration over conventional perforating. It is a technology which Tethys Petroleum Limited fully intends to implement elsewhere, both in Uzbekistan and within the Tethys Petroleum Group’s other assets in Central Asia. Bio STEVE ELLIOTT is currently Project Development Manager of Tethys Petroleum Limited (Part of The Tethys Petroleum Group of Companies). Prior to joining Tethys, Steve was with the Baker Hughes Group of Companies for 22 years, working in the North Sea, Africa and latterly Central Asia. Steve has detailed knowledge and experience of drilling operations, with recent focus on project management and the execution and co-ordination of Integrated Services contracts.

Наиболее важным выводом экспериментальных испытаний радиального бурения на Северном Уртабулаке следует признать тот факт, что залогом успешного осуществления работ по радиальному бурению являются правильный выбор месторождения и скважин. К примеру, на этапе планирования наш подрядчик по радиальному бурению предупреждал нас о том, что технология радиального бурения наиболее эффективна на месторождениях, где пластовое давление составляет не ниже месторождении, залогом успеха работ по 70% от первичного. испытания на радиальному бурению являются Конечно же, Северный Северном Уртабулаке Уртабулак не подходит правильный выбор месторождения несомненно доказали, под этот критерий, что, что радиальное и скважин вероятно, и привело к бурение может тому, что дебит скважин careful field and well selection are являться не только на месторождении после экономически paramount in assuring the successful подъема в результате эффективным outcome of radial drilling operations. радиального бурения не методом, сохранился на этом же позволяющим уровне. И, хотя Tethys Petroleum и была осведомлена увеличить производительность и обеспечить доступ об этом препятствии, компания предпочла доказать к “защемленным” углеводородам, но и кратчайшим эффективность технологии своему партнеру путем достижения данных целей. Этот метод Узбекнефтегаз, чтобы обеспечить доступ к другим позволяет добиться точного размещения боковых проектам по реабилитации месторождений, как в стволов и расширенного вскрытия пластовых пород Узбекистане, так и в других регионах. по сравнению с традиционной перфорацией. Tethys Petroleum планирует внедрять и использовать эту Мы столкнулись с проблемами при бурении радиальных технологию повсеместно на своих месторождениях, стволов только на тех скважинах, которые не как в Узбекистане, так и на других проектах соответствовали одному или нескольким критериям, компании в Центральной Азии. описаным выше. В частности, на скважине NU-44, возникли трудности с увеличенным диаметром ствола в Биография автора результате раннее проведенной кислотной обработки, Стив Элиот занимает должность Менеджера по что привело к невозможности центровки отклонителя развитию проектов Tethys Petroleum Limited (часть в скважине. Схожим образом, возникли проблемы при группы компаний Tethys Petroleum). До перехода зарезке радиальных стволов на скважине NU-79, в в Tethys, Стив работал в группе компаний Baker связи с плохим качеством цементажа между обсадной Hughes в течение 22 лет на проектах на Северном колонной и породой. Это еще раз подчеркивает Море, в Африке и недавно – в Центральной Азии. важность и необходимость точного планирования и Стив обладает обширными знаниями и опытом в выбора скважин до начала радиального бурения. области проведения буровых работ, а в последнее время и управления проектами, проведения В заключение хотелось бы добавить, что, не и координации интегрированных сервисных смотря на истощенность пластового давления на контрактов.

68 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Поиски завершены. Компания Налко – ваш единственный поставщик химических реагентов для нефтегазовой добычи и переработки. На всех этапах производства– с первых шагов по разработке скважины до самой сложной перегонки и очистки воды - компания NALСO будет с вами рядом. Мы доставим вам любые химические реагенты для нефтедобычи. Мы знаем, как работать в экстремальных условиях, а наши профессионалы, наши технологии и местная инфраструктура - к вашим услугам. Завод NALСO в Когалыме выпускает продукцию и затем доставляет ее в самые удаленные районы Западной Сибири. А еще Когалымский завод – это надежная техническая база для наших квалифицированных специалистов, работающих по всему региону. Технологии мирового уровня. Направленность на развитие региона. Присутствие на местах. С компанией NALСO вы больше не будете искать, кто решит ваши проблемы по поставкам химических реагентов для добычи нефти и газа. Мы уже здесь, с вами, в Западной Сибири. И готовы предоставить полный спектр услуг.

Nalco - Когалымский завод химреагентов 628486 Северная промзона • Ул. Ноябрьская 13, г. Когалым ХМАО-Югра Тюменская область • Тел / факс +7 34667 44234 Манохин Владимир Викторович • Сорочайкин Виталий Владимирович Офис в Москве 25 этаж, Павелецкая пл., 2/2 • Москва, Россия, 115054 Тел / Факс: +7 495 980 7282 / 7281 • Бухарина Мария Владимировна Офис в Казани 4 этаж, ул. Петербургская, 30 • Казань, Россия, 420107 Тел / Факс: +7 843 238 9556 / 2525 • Узун Оксана Евгеньевна

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

Разведка и добыча в Арктике: оживляется интерес к этой сложной задаче

Unlocking The Arctic: E&P industry warms to the challenge

Марк Томас: ROGTEC Magazine

Громадные ресурсы углеводородов Арктики, распространенные как в береговых зонах, так и на шельфах северных морей, связаны с экстремальными условиями окружающей среды и суровым климатом. Запасы нефти на арктическом шельфе России, по оценкам, составляют эквивалент 100 миллиардов тонн нефти – это огромное количество; но настолько же велики и технические сложности, которые необходимо будет преодолеть, чтобы успешно и ответственно разрабатывать эти запасы. Сложная задача эксплуатации арктических углеводородов потребует решения массы новых проблем, а некоторые из них, потребуют не только разработки абсолютно новых и высокоэффективных технологий, но и более совершенных способов минимизации воздействия на окружающую среду и всю эту хрупкую экосистему в целом. Кроме этого, разведочные и добывающие компании должны максимально усовершенствовать системы производственной безопасности и улучшить существующие системы отраслевого обучения и профессиональной подготовки. В довершение, необходимо, чтобы отраслевые организации явно выполняли свои обещания по вовлечению местных жителей в поиски решений всех этих проблем в качестве активных участников.

70 ROGTEC

Mark Thomas: ROGTEC Magazine Correspondent

The Arctic has enormous hydrocarbon resources associated with extreme environments and harsh climatic conditions, in both its coastal areas and the shelves of the northern seas. Russia’s arctic shelf is estimated to hold the equivalent of 100 billion tonnes of oil – a huge amount – but equally colossal are the technological challenges that must be overcome if it is to be successfully and responsibly exploited. These challenges require solutions to a myriad of new problems, and some will need the development of completely new and ultra-efficient technologies, as well as better ways to minimise any impact on the environment and the fragile ecosystem as a whole. In addition the Exploration & Production industry must maximise its industrial safety systems and enhance existing industry education systems, professional training and its quality. On top of all this, it must be clearly seen to deliver on its oft-given promise of enabling the participation of local people as active stakeholders in finding solutions to all of these problems. So what are the challenges to be faced right now, in places such as the Russian arctic continental shelf, the Barents Sea, Chukchi Sea and Kara Sea? The same question, of course, is being considered by other governments and www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Каковы же сложности, существующие уже сегодня в таких районах, как российский континентальный шельф, Баренцево, Чукотское и Карское моря? Само собой разумеется, что те же вопросы встают перед правительственными и отраслевыми организациями и в других районах, таких как море Бофорта, арктические острова Канады и ее северные провинции и восточное побережье Гренландии… Условия Арктики предполагают естественные физические препятствия – обилие льда, экстремально низкие температуры, отдаленность и продолжительные периоды темноты. Ледовая обстановка, безусловно, может значительно различаться как между различными районами, так и в пределах одного района, и зависит также от береговых условий, глубины моря и расстояния до берега. В зависимости от сезона, сам лед также будет отличаться – осенью он замерзает, зимой достигает своей максимальной толщины, весной тает, а летом вода вовсе очищается ото льда.

the industry in areas such the Beaufort Sea, the Canadian arctic islands, northern Canada and the east coast of Greenland… The Arctic presents obvious special physical hurdles – lots of ice, extremely low temperatures, remote locations and long periods of darkness. Ice conditions can of course vary considerably between regions, within regions and depending on coastal conditions, water depths and distance to shore. The ice also changes through the seasons: freezing up during the autumn, attaining its thickest levels in winter, then melting in spring and creating open water in summer. During the months when ice forms, wind and water currents can cause it to move considerably and form ice ridges that can be many times thicker than ice that is attached to land. Protecting the region’s fragile biodiversity poses an additional technical challenge. Advances in technology will be the key to reducing physical footprints, discharges, air emissions and marine sound. So the Arctic region cannot be approached, in terms of its exploration and development, without further advancing engineering solutions. And such advances cannot be done unless there is widespread industry cooperation.

В те месяцы, когда формируется лед, ветер и морские течения могут Сергей Брезицкий, вице-президент по разведке и добыче компании TNK-BP. Фото предоставлено значительно влиять на компанией TNK-BP. его перемещения и, таким Sergei Brezitsky, TNK-BP’s Vice President of образом, формируются Exploration & Production. Photo courtesy of TNK-BP. гряды торосов, толщина которых значительно Mr Anatoly Zolotukhin, Viceбольше, нежели толщина прибрежного льда. Principal at Gubkin State University, stressed the need to Дополнительную сложность создает необходимость raise general awareness of the challenges and “to make защиты хрупкого биологического разнообразия everybody understand that developing the Arctic region региона. Технологический прогресс станет is not an easy task, and not a task for a single operator, ключом к сокращению, как площади физического or even a single country. This is a global challenge of воздействия, так и атмосферных и других developing a whole region. Solutions may only be found выбросов и шумового загрязнения. Поэтому в in co-operation between the countries, not necessarily смысле разведки и разработки месторождений, just the Arctic and sub-Arctic ones”. арктический регион невозможно рассматривать без дальнейшего развития инженерных решений, а такой Co-operation means the passing on of learning from прогресс невозможен без широкого отраслевого those with direct experience. Sergey Brezitsky, Vice сотрудничества. President, Exploration & Production at TNK-BP, commented: “This is one of the major regions with Проректор РГУ им. Губкина Анатолий Золотухин undeveloped petroleum resources. Some companies подчеркнул необходимость повышения and delegates have relevant experience.” He highlighted информированности общественности о companies such as BP and Shell, “who possess real and существующих сложностях и сказал о том, что valuable experience, having begun the development of “все должны понимать, что разработка Арктики Mr Brezitsky flagged up developments such as Prudhoe www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 71

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ – задача не из легких, и не может быть решена одной компанией-оператором, и даже одной отдельно взятой страной. Задача разработки целого региона – это задача глобального масштаба и ее решение можно найти только при сотрудничестве нескольких стран, и даже не только тех, которые расположены в приарктических районах”.

Bay in Alaska’s North Slope as an example of where such experience, ideas and solutions can come from. “There is no way to approach this region without advancing engineering solutions. This will ignite the advancement of associated industries related to petroleum and energy resources exploration and production in Russia,” he said.

Сотрудничество означает передачу знаний от тех, кто имеет непосредственный опыт работы в этом регионе. Сергей Брезицкий, исполнительный вицепрезидент по нефтесервисам компании ТНК-BP, прокомментировал: “Это один из основных регионов с неразработанными запасами нефти. Некоторые компании и представители отрасли располагают необходимым опытом”. Он сделал акцент на компаниях BP и Shell, “которые владеют реальным и ценным опытом, поскольку они начинали разработку таких плеев уже десятки лет назад”. По словам господина Брезицкого, такие месторождения как Прадхо-Бей в бассейне северного склона Аляски, могут быть источником такого опыта, знаний и технических решений. “Невозможно найти подход к разработке этого региона без усовершенствования технологий. Это также будет способствовать развитию смежных отраслей, связанных с разведкой и добычей запасов углеводородов и других энергоносителей в России” – сказал он. Господин Берзицкий также привел несколько примеров инженерных решений, которые, по его мнению, жизненно необходимы для успешного освоения и разработки Арктики, как на море, так и на суше. “Для начала, нам необходима высококачественная сейсморазведка, чтобы оценить ресурсы. Во вторых, бурение и заканчивание, а также “интеллектуальные скважины”, поскольку, чем меньше количество скважин, тем лучше. И в заключение, производственные решения, подготовка нефти и система ее транспортировки, а также средства, необходимые для доставки продукта покупателю. Я также отметил бы правильное распределение инвестиций в подготовке и разработке ресурсов, а также смежные области, поскольку в будущем это будет определять более правильный и эффективный возврат инвестиций”. Подчеркивая необходимость сотрудничества, г-н Золотухин из РГУ им. Губкина также отметил важность передачи технологий. “В настоящее время, Россия располагает ограниченным количеством испытанных и надежных технологий, которые можно уверенно использовать в условиях Арктики, особенно в море. Очень ограниченным количеством, т.е. одним процентом или даже меньше. Все разработанные

72 ROGTEC

Mr Brezitsky went on to give some examples of engineering solutions that he believes are vital for successful exploration and development in the Arctic, both onshore and offshore. “First, we must have high quality seismic to evaluate the resources. Second, drilling and completion, and smart wells, because the lower the number of wells the better. Finally, production solutions, oil preparation and transportation systems, and the factors needed to deliver the product to the customer. I would also emphasise the proper allocation of investments in resource preparation and development, and related areas, because this is the way that in the future will ensure more appropriate and efficient returns.” Gubkin State University’s Mr Zolotukhin, stressing the need for co-operation, also highlighted the importance of technology transfer. “At this time, Russia has a limited number of tried and tested technologies that may be reliably www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE на сегодняшний день решения были созданы не нами. Но нам не следует отвергать чужой опыт, его следует перенимать. Как можно это сделать? Только через сотрудничество, а не через соперничество. Конкуренция может привести только к тому, что проиграют все, а сотрудничество, напротив, приведет к общей победе, и в первую очередь для той из стран, которая располагает наибольшими ресурсами в Арктике. А это, между прочим, и есть Россия”. Помимо трудностей, указанных выше господином Брезицким, специалисты по разведке и добыче в нефтегазовой отрасли в целом уже обозначили несколько других связанных с работой в Арктике сложных задач, решение которых потребует новых технологических разработок. Несмотря на прямой опыт разведки и производства в арктических районах, полученный за последние три десятилетия разными операторами во всем мире, в технологии по-прежнему существуют значительные пробелы, которые необходимо заполнить для того, чтобы обеспечить возможность оптимизированной разработки арктических углеводородов. Резюмируем некоторые из этих сложных задач: » Географическое положение – удаленность и темнота арктических районов создает сложности, прямо

Ощутите прогресс. Краны для буровых платформ Технология и инновации Опыт Компетенция Качество Сервис

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

applied in the Arctic environments, especially offshore. Very limited – maybe 1% or a fraction of a percent. So far most solutions available were not developed by us. However we should not turn down that experience but use it. How can we do it? Only in co-operation, not in competition. Competition will make everybody lose, while co-operation is likely to make everybody win, first of all, the country that has the greatest Arctic oil and gas resources. And by matter of fact, that is Russia.” The upstream industry generally has flagged up several other Arctic technology challenges that will need particular focus going forward, aside from those highlighted above by Mr Brezitsky. This is because, despite direct experience with Arctic oil and gas exploration and production gained over the past three decades around the world, significant technology gaps still exist and will have to be bridged in order to enable optimised developments to proceed. To summarise some of these challenges: » Geographic Location – the sheer remoteness and darkness of the Arctic creates challenges that directly impact human safety. These include communication problems due to lack of IT infrastructure and satellite coverage, emergency response and contingencies, supply, and working conditions. Logistics are very challenging, and equipment reliability - such as that of a drilling rig - is a major concern.

По н 6-8 а выст сетит ен сен ав 4D7 тября ке в А ас б 0, в ыст 2011 г ердине о аво чны да, сте й за н л4 д

The Group

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

влияющие на безопасность человека. Сюда входят и проблемы со связью в отсутствие IT-инфраструктуры и зон покрытия спутников, скорость реагирования в чрезвычайных ситуациях, поставка материалов и условия работы. Логистика весьма затруднена, и надежность оборудования – такого как буровые установки – представляет основную озабоченность.

» Глубоководность – глубина моря представляет

» Deep Water – Deep water presents real challenges to

flow assurance over long distances at low temperature, compression requirements, and power. As the use of gravity base structures becomes very expensive or non-feasible beyond depths of 150 meters, this means that in deeper waters (such as Shtokman, for example), the concepts that will be used will mainly involve longdistance subsea-to-shore tiebacks, or floating production systems. Floating systems need to be developed to either withstand all ice loads, remain permanently on station, or alternatively to be disconnectable so as to avoid the most severe ice or iceberg conditions. Up to date, the majority of arctic projects have been constructed in waters depths of up to 100 meters, such as the Hibernia oil field and the Sable Island gas fields offshore northern Canada. However, greater challenges for ice resistant designs are anticipated upon installation of offshore production facilities in 400 meter water depths, as in the case of Shtokman.

реальные сложности при обеспечении бесперебойного режима подачи потока на дальние расстояния, учитывая низкие температуры, электроснабжение и требования к давлению. В силу того, что применение конструкций на основе гравитации становится слишком дорогостоящим либо вовсе невозможным на глубинах более 150 метров, решения, используемые для транспортировки на берег сырья из более глубоководных скважин (как, например, на Штокмане), будут связаны с » Large Fields – The Расходы на работы в Арктике эксплуатацией remoteness of the arctic is превысят 7 миллиардов протяженных not a barrier to developing соединительных large fields. Many of the долларов к 2017 году, по данным магистралей, либо с challenges аналитической компании Infield применением плавучих due to the remote location Systems. производственных are similar to those комплексов. Плавучие that have been and are Arctic spending will surpass $7 billion being encountered with системы должны разрабатываться либо a year by 2017, according to analyst the industry’s ongoing полностью ледостойкими expansion of its activities Infield Systems. и постоянно оставаться into the ultra-deepwater на месте добычи, regions of the world. Such либо иметь разборную конструкцию, чтобы при projects off West Africa, for example, on Girassol and необходимости избегать наиболее сложные Bonga where the production of 40-60 subsea wells to ледовые или айсберговые условия. До сегодняшнего an FPSO has been co-ordinated, show this can be done. дня, большинство арктических проектов строились However, such co-ordination requires very complex на глубинах до 100 метров, например нефтяное control systems and operational scenarios. The месторождение Хайберния и газовые месторождения inaccessibility of the offshore site requires that systems на острове Сейбл на северном шельфе Канады. Для and components are designed for high reliability and low производства же на глубине свыше 400 метров (как maintenance. Moreover, because such projects tend to в случае с Штокманом), потребуются более be large multi-billion dollar integrated projects developing серьезные по ледостойкости конструкции. remote fields, it always produces technical and financial challenges that require going beyond existing solutions in terms of well sizes, production throughput, system » Крупные месторождения – удаленность арктических районов не является препятствием complexity, export distance, and so on. для разработки крупных по площади месторождений. По мере того, как отрасль расширялась и » Ultra-Long Distance – Since nearby offshore host затрагивала все более глубоководные районы, facilities do not yet exist in the Arctic, many new offshore ранее уже возникали и продолжают возникать facilities may well need to be tied back to new onshore похожие сложности, связанные с удаленностью. infrastructure. Ultra-long distances demand the Например, такие проекты как Гирассол или production of an efficient power transmission system Бонга, расположенные на побережье Западной to drive multiple compressors over such long distances Африки, где было скоординировано строительство without significant losses, and thus require uncommon плавучего нефтекомплекса с заложением 40-60 power cable design. Again, the Shtokman development глубоководных скважин, доказывают достижимость located about 600 km from the shore line is an example поставленной задачи. Однако такая координация of what is being faced by the industry right now.

74 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

требует наличия очень сложных систем контроля и планирования. Недоступность участка в условиях открытого моря предполагает наличие систем и компонентов, разработанных с высокой степенью надежности и не требующих сложного технического обслуживания. Кроме того, поскольку такие удаленные месторождения зачастую являются крупными многомиллиардными интегрированными проектами, всегда возникают технические и финансовые сложности, требующие решений, выходящих за рамки обычных схем в плане размерности скважин, объемов производства, сложности системы, расстояний транспортировки и так далее.

» Сверхдальние расстояния – поскольку в

Арктике все еще не существует близко расположенных прибрежных нефтепромысловых объектов, для многих новых морских комплексов потребуется соединение с новой береговой инфраструктурой. Сверхдальние расстояния требуют создания эффективной сети электропередачи, оснащенной большим количеством компрессорных станций, без серьезных потерь мощности, что требует необычной конструкции силового кабеля. И снова, расположенный в 600 км от береговой линии Штокман показывает хороший пример того,

» Gas Transportation – unless Gas-to-Liquid or Floating

Liquefied Natural Gas solutions are employed on a project, gas and condensate will have to be transported over long distances and this will normally generate significant slugging problems as liquid accumulates in low sections of the pipeline. Gas/liquid separation and boosting stations can be place at strategic locations to limit the size of slug arriving at the receiving facility, after which the liquid is pumped through a separate gathering line to the shore. Such pumps place another demand on electric power. Moreover, electric power is also needed for boosting system of injected chemicals to be delivered at suitable injection pressure.

» Construction & Installation – Since the arctic is a largely

frontier area for oil and gas development, construction and installation experience is still minimal. Construction is a major challenge because of the limited weather windows when ice conditions are favorable. Based on the location of a project, construction may be able to be carried out either in winter or summer. The probability of success, logistics, equipment, cost and schedule are usually evaluated before the selection of the construction season. In winter, the ice sheets are stable and almost stationary, and there is minimal ice movement. In summer, the open waterways allow the use of floating vessels for trenching and pipeline installation. More challenges come from the trenching equipment limitations

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ какие сложности встают перед нефтегазовой отраслью сегодня.

» Транспортировка газа – если на проекте не

будут использоваться перегон газа в жидкость либо плавучие установки СПГ, в этом случае газ и конденсат необходимо будет транспортировать на дальние расстояния, что может вызывать значительные сложности с пульсациями по мере накопления жидкости в нижних частях трубопровода. На стратегических участках трубопровода могут быть установлены подпорные насосные станции и станции сепарации жидкости и газа для ограничения пробок на приемном узле, после чего жидкость будет перекачиваться на берег через отдельный сборный трубопровод. Насосы для этих целей создают дополнительные требования по электропотреблению. Кроме того, электричество также потребуется для достижения необходимого уровня давления в системах нагнетения закачиваемых реагентов.

» Строительно-монтажные работы – поскольку

арктический регион все еще остается передовым рубежом в нефтегазовой отрасли, существующий опыт строительно-монтажных работ все еще невелик. Строительство представляет трудность в связи с кратковременностью благоприятных погодных и ледовых условий. В зависимости от расположения проекта, строительство возможно зимой или летом. Вероятность успешного завершения строительства, логистика, оборудование, стоимость и график работ обычно оцениваются до выбора времени года для строительства. Зимой, ледяной покров стабилен и почти недвижим. Летом свободная ото льда вода допускает навигацию судов для закладки траншей и установки трубопровода. Дополнительные сложности создают ограничения траншеекопательного оборудования в аспекте допустимой глубины воды и глубины траншеи; штормы и бури также могут вызывать задержки и перерывы в транспортировке, что зачастую приводит к перерасходам средств.

» Обнаружение утечек и ремонт трубопровода

– это критический аспект. Утечки нефтепровода необходимо обнаруживать быстро, учитывая затраты на охрану окружающей среды: общественное м мнение не потерпит ничего меньшего, чем стремление к полному отсутствию опасных выбросов. Поэтому требуется дальнейшее усовершенствование технологий высокочувствительного оборудования для обнаружения утечек, особенно в тех районах, где море сковано льдом большую часть года. Такие морские ледовые условия затрудняют ремонт трубопровода при утечках, а логистика такого ремонта еще больше усложняет ситуацию.

76 ROGTEC

to water depth and trench depth, as well as from storms and blizzards that cause delays and interruptions in transportation, which lead to cost overruns.

» Leak Detection and Pipe Repair – this is a critical aspect.

Leaks in oil pipelines must be detected rapidly due to their environmental cost, and public opinion will not tolerate anything less than zero discharge targets. Thus the further development of advanced and sensitive sensor technology is necessary for the detection of leaks, especially where the sea is frozen over for most of the year. These sea ice conditions render the execution of pipeline repairs due to leaks more complicated, and the logistics for repair more challenging still.

The above list is daunting but not unachievable. The E&P industry has overcome equally tough challenges before, and will continue to do so. Much of this will be done through continual gradual advances in existing technologies, along with careful combination with new enabling technologies developed specifically to overcome the Arctic challenge.

Буровая баржа Kulluk компании Shell, одно из нескольких арктических судов, способное круглый год работать в суровых ледовых условиях. Фото предоставлено компанией Shell. Shell’s Kulluk drill barge, one of the few Arctic rigs capable of year-round operation in severe ice conditions. Photo courtesy of Shell.

Much will rely upon the sharing of Arctic and sub-Arctic operational experience gained from projects in Alaska, Sakhalin and the North Caspian Sea, as well as from pioneering deepwater remote projects such as Norway’s Ormen Lange development. This will also need to be converted into shared standards, as well as solutions, www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Приведенные выше факторы трудны, но, все же, разрешимы. Нефтегазовая отрасль и ранее сталкивалась со сложными задачами, которые успешно решались и будут решаться в будущем. Многое из этого будет достигнуто через постепенные усовершенствования существующих технологий, а также через осторожное внедрение новых методов, разработанных специально для решения трудностей, связанных с работой в Арктике. Многое будет зависеть от передачи опыта работы в арктических условиях, полученного на проектах на Аляске, на Сахалине и на севере Каспийского моря, и приобретаемого сегодня при разработке первопроходческих глубоководных отдаленных проектов, таких как Ормен Ланге в Норвегии. Это также необходимо будет сделать общим стандартом, равно как и решения, особенно в области безопасности труда и охраны окружающей среды. Shell – одна из компаний-операторов, вот уже некоторое время разрабатывающих и применяющих на практике технологии, предназначенные для преодоления физических сложностей на скованных льдами водах. Так, в области разведочного бурения,

www.rogtecmagazine.com

especially in the areas of safety and environmental protection. Shell is one operating company that has and is developing and applying technology to overcome the physical demands of working in ice-covered waters. In the area of exploration drilling, for example, its engineers have helped to develop a drillship that it says is easier to manoeuvre and more energy-efficient than traditional drillships. The ‘Noble Bully’ rig design is 25% smaller and 60% lighter than normal drillships, and has a reinforced ice-class hull. It can drill to a depth of 4,000 metres and can also navigate in shallow water. Shell has two units that it will use for long-term contracts around the world, including in deep water and the Arctic. The company also owns and operates the Kulluk drill barge, one of the few Arctic rigs capable of year-round operation in severe ice conditions. It also redesigned and refurbished the Frontier Discoverer rig for Arctic service. The company is also continuously working on the constant problem of moving sea ice, which can exert enormous loads on offshore oil and gas structures. “The design of platforms

ROGTEC 77

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ инженеры Shell способствовали разработке бурового судна, по словам компании, более легкого в управлении и более энергоэффективного, нежели традиционные. Плавучая буровая установка “Noble Bully” на 25% меньше и на 60% легче обычных судов и имеет усиленный корпус ледового класса. Она может бурить на глубину до 4000 метров, а также способна к навигации на мелководье. Помимо этого, компания владеет двумя судами, которые собирается использовать для долгосрочных контрактов во всем мире, включая глубоководные и арктические проекты. Также Shell владеет и использует буровую баржу Kulluk, одну из немногих среди арктических судов, способных работать круглогодично в суровых ледовых условиях. Компания также переоснастила и модернизировала буровое судно Frontier Discoverer для работы в условиях Арктики. Кроме этого, компания постоянно работает над решением проблемы уборки морского льда, который может создавать огромную нагрузку на нефтегазовые сооружения в море. “Конструкция платформ и другого производственного оборудования, используемого нами на Аляске, к примеру, разработана на основе знаний о ледовых условиях, накопленных за более чем 50 лет опыта в сочетании с результатами ведущих научных исследований и традиционными научными знаниями” – заявляет компания. “Эти конструкции также учитывают прогнозируемые изменения ледовой обстановки, такие как тип, движение, толщина и мощность. Одним из примеров может служить проект добычи нефти и СПГ Сахалин-II на Дальнем Востоке России, в котором Shell является партнером. Зимой температура может опускаться до минус 45 градусов по Цельсию. Производственные платформы на шельфе острова Сахалин установлены на гигантских бетонных сваях свыше 20 метров в ширину и 56 метров в высоту. Они сделаны широкими, чтобы устоять при землетрясениях и круглыми, чтобы лед скользил вокруг них. “Там, где глубина моря меньше 30 метров, трубопровод уложен под морским дном для защиты от выпахивания ледяными торосами. Сам трубопровод укреплен дополнительным стальным покрытием. Наш опыт на проекте Сахалин-II научил нас многому об измерении ледовой нагрузки. Мы используем этот опыт для изучения нескольких новых моделей конструкции и методов работы, призванных сократить безопасную глубину заложения трубопровода, что позволит сократить издержки и уменьшить последствия траншейных работ”. “Для обеспечения безопасного строительства

78 ROGTEC

and other production equipment we use in Alaska, for instance, is based on knowledge of ice conditions gathered over more than 50 years of experience, coupled with the results of leading scientific studies and traditional knowledge,” it says. “These designs also take into account predicted changes in ice conditions such as type, movement, thickness and strength. One example is the Sakhalin II oil and liquefied natural gas project in Russia’s Far East, in which Shell is a partner. Temperatures can drop to minus 45 degrees Centigrade in winter. The production platforms off the coast of Sakhalin Island stand on giant concrete legs more than 20 metres wide and some 56 metres tall. They are extra thick to withstand earthquakes and rounded so that ice floes slide around them. “Where the sea is less than 30 metres deep the pipelines are buried under the seabed to provide protection against ploughing from ice ridges. The pipeline was reinforced with extra steel. Our experience of Sakhalin II has taught us a lot about measuring ice loads. We use this experience to investigate a number of new design models and approaches to reduce the safe depth pipelines must be laid at, saving costs and reducing the impact of excavation. “To ensure safe pipeline construction, it is also important to obtain detailed knowledge about the conditions of the seabed, such as the depth of the gouges caused by ice ridges. Shell is testing the use of remote-controlled robots that can help us do these initial under water site surveys while reducing environmental impact and disturbance to marine mammals.” Environmental impact is of course the biggest single – and most public – focus that the industry must maintain. And that, above all else, means having in place extensive planning for the prevention of oil spills, and the capability to fully deal with any that do occur. A Joint Industry Programme (JIP) focused on Arctic Oil Spill Response Technology is already underway, backed by the industry’s International Association of Oil & Gas Producers (OGP). Initially backed by eight member companies of the OGP, the JIP is concentrating on the challenges to oil exploration in Arctic and sub-Arctic regions that are not found in more temperate areas. According to OGP Technical Director John Campbell, “The JIP will focus in particular on minimising the risk of offshore spills amidst sea ice and testing the suitability of spill response resources where operators will encounter periods of darkness, extreme cold and the presence of sea ice.” Overall, he says, the aim will be to improve industry capability and co-ordination in the area of Arctic oil spill response. Over an initial 3-year funding period, the JIP hopes to raise more than US $20 million to carry out www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ трубопровода, также очень важно получить подробные данные о состоянии морского дна, такие как глубина канав от ледяных торосов. Сейчас Shell испытывает дистанционно управляемых роботов, которые помогут нам проводить такие подводные исследования, что позволит сократить негативное влияние на окружающую среду и вмешательство в жизнь морских млекопитающих”. Воздействие на окружающую среду, разумеется, наиболее крупный – и наиболее публичный – аспект, который всегда должен быть в центре внимания отрасли. Это, прежде всего, означает наличие подробного планирования для предотвращения разлива нефти, и полную готовность справиться с любым разливом, если такой случится. Общая отраслевая программа (ООП) по технологиям ликвидации аварийных разливов нефти уже организована при поддержке международной ассоциации производителей нефти и газа (АПНГ). В фокусе внимания ООП, изначально поддержанной восемью членами АПНГ – сложности, связанные с разведкой субарктических и арктических нефтяных месторождений, не имеющих аналогов в более умеренных широтах. По словам технического директора ООП Джона Кэмпбелла, “В частности, в центре внимания ООП – минимизация рисков разливов нефти в море среди льдов и проверка соответствия ресурсов для ликвидации таких аварий в условиях продолжительных периодов темноты и экстремального холода”. В общем, цель программы – улучшить готовность и координацию участников отрасли в области ликвидации аварийных разливов нефти в Арктике, говорит г-н Кэмпбелл. В первые три года финансирования, ООП надеется привлечь свыше 20 миллионов долларов для организации исследований и мероприятий в смежных областях, таких как: использование дисперсантов на ломаном льду; последующее состояние дисперсной нефти подо льдом; моделирование движения нефтяного пятна во льду и в условиях низкой видимости; отслеживание нефти в и подо льдом; механическое извлечение нефти в условиях ледяного сала. Возможно, в заключение следует привести слова господина Золотухина из РГУ им. Губкина об убеждении и уверении мировой общественности в том, что операторы способны разрабатывать углеводородные ресурсы Арктики безопасным и ответственным образом: “Это особенно важно сегодня. Но и вчера, и позавчера, и 10 лет назад для профессионалов нефтегазовой отрасли этот вопрос был актуален. Сегодня это стало еще приоритетнее, учитывая недавнюю катастрофу в

80 ROGTEC

research investigations and related field activities in areas such as: Dispersant use in broken ice; The fate of dispersed oil beneath ice; Oil slick trajectory modelling in ice and in poor visibility conditions; Tracking oil in and beneath ice; Mechanical recovery in ice-strewn waters. Perhaps the last word here should go to Gubkin’s Mr Zolotukhin, addressing the question of reassuring and persuading the global community that operators are able to develop the Arctic’s hydrocarbon resources in a safe and responsible manner: “This is especially important today. However, for professionals in this industry it was essential yesterday, the day before yesterday, and 10 years ago. Today it has become an even higher priority in the light of the recent disaster in Japan and the current events in the Middle East. We see that the world needs reliable primary energy supplies for sustainable development. The Arctic is another unopened energy treasure chest for the long-term.” He concluded: “In the long-term, we must care and think not only about our energy supply but how to preserve our planet and environment. The majors talk about minimising the environmental impact. Anything we do is a negative environmental impact. This is why solutions must be found that would minimise the impact, and be more efficient from a clean energy perspective. In the long-term, engineering solutions are needed that would be efficient in a broad meaning of the word. And speaking about exploration, obviously, it must be low impact.” Японии и текущие события на Среднем Востоке. Мы видим, что для устойчивого развития, мир нуждается в надежных ресурсах энергетического сырья. Сегодня Арктика – еще один все еще не открытый сундук с драгоценностями на долгосрочную перспективу”. “В перспективе, мы должны думать не только об источниках энергии, но о том, как сохранить окружающую среду и всю нашу планету. Крупные компании говорят о минимизации влияния на экологию. Но все, что мы делаем, оказывает негативное влияние на окружающую среду. Поэтому нужно искать такие решения, которые позволят сократить негативное влияние до минимума и будут более эффективны с точки зрения чистой энергии. В долгосрочном периоде, необходимы инженерные решения, которые были бы эффективными в более широком смысле слова. То же касается и разведочных работ, их влияние на экологию также должно быть минимальным” – заключил он. www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 81

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

Штокман Девелопмент АГ: 300 метров подо льдом… Стюарт Нельсон и Кирилл Измиков: «Штокман Девелопмент АГ»

Технология добычи газа на Штокмане предусматривает наличие на дне моря сложной системы подводного добычного комплекса. При его проектировании, монтаже и эксплуатации будут применяться технологии, сравнимые с космическими. Крайне важными элементами будут являться донные плиты и манифольды. Об их особенностях рассказывают Стюарт Нельсон, менеджер по подводному добычному комплексу, и Кирилл Измиков, инженер подводного добычного комплекса. Большому кораблю — большое плавание Хочется думать, что Александр Пушкин имел в виду и нас, когда писал: «Вдохновение нужно в поэзии, как в геометрии». Месторождение огромно по любым меркам, и поэтому мы должны мыслить масштабно. Для разработки одной только первой фазы изначально необходимо будет пробурить 16 высокопродуктивных эксплуатационных скважин с площадью дренирования, превышающей площадь Парижа. На морском дне будет создано три центра бурения, в каждом из которых установят две донные плиты.

82 ROGTEC

Shtokman Development AG: 300 meters under the ice… Stuart Nelson & Kirill Izmikov: Shtokman Development AG

The design, installation and operation of the Shtokman Project are akin to those faced when working in outer space, such are the complexities. Stuart Nelson, subsea production unit manager and Kirill Izmikov, subsea production unit engineer at Shtokman Development AG, discuss the project. A great ship asks for deep waters I would like to think that Alexander Pushkin was thinking of us when he wrote “Inspiration is needed in geometry, just as much as in poetry”. The size of the Shtokman field is enormous by any standards. We have to think ‘big’ for Shtokman - the development of Phase I initially needs 16 high production wells spread over an area greater than the size of Paris! Three drilling centers will be created on the seabed, with a template designed for four drill slots, meaning four borholes can be drilled in the single template. These directionally drilled wells extend to more than 2 km in depth. In order to meet the production targets, two drill ships will be used simultaneously to drill and complete the wells. They will drill through a slot in each template www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Донная плита рассчитана на четыре буровых окна, следовательно, через одну донную плиту можно будет пробурить четыре скважины. Сами наклоннонаправленные скважины будут уходить вглубь более чем на 2 км. Чтобы обеспечить начало добычи в установленные сроки, две буровые установки одновременно будут вести работы по бурению и заканчиванию скважин. Они будут осуществлять бурение через буровые окна на каждой донной плите и устанавливать фонтанные арматуры («елки»). Подводная добычная система (ПДС) включает не только донные плиты и манифольды, но и инструменты, необходимые для бурения и заканчивания скважин. На завершающей стадии бурения буровая установка помещает и монтирует на устье скважины фонтанную арматуру, которая затем соединяется с манифольдом. Именно с манифольда начинается долгий путь добытого газа и конденсата на технологическое судно. Каждая «елка» — сложный комплекс высоконапорных труб и клапанов высокого давления — устанавливается на свое место с величайшей осторожностью и такой точностью, при которой многоступенчатая система уплотнений сможет гарантировать, что при эксплуатации скважины не возникнет утечки газа. Проще предупредить В северных широтах из-за погодных условий буровые установки могут работать только четыре месяца в году. В процессе бурения и заканчивания скважин они могут быть подвержены недопустимым нагрузкам от ветра, волн и плавучих льдов. В нашем проекте предусмотрены системы, которые позволяют производить аварийное отсоединение и в то же время обеспечивают безопасное покидание скважины. Для этих целей мы разработали специальные противовыбросовые превенторы и www.rogtecmagazine.com

and set the Christmas Tree; our Subsea Production System (SPS) provides not only the template and the manifold, but also the tools necessary for the Drilling rigs to make the wells, and the “completions”. At the end of the completion phase, the Drilling rig will set the tree which is then connected into the manifold. It is the manifold which is the start of the production for the gas and condensate on their long route to the Floating Production Unit. Each Tree, which is a collection of complex high pressure machined pipes and valves, is gently set in position with such precision that multiple seals engage to ensure that no gas is lost at the interface between the well tubing and casing, and the Tree itself. Prevention is Better than a Cure There are only 4 months of each year in these northern latitudes when the rigs can operate because of the weather. While the process of drilling and completing the wells is going on, the rig may be subject to bad weather in the form of wind, waves and ice on the surface. Safety systems are in place to allow for emergency disconnections while still ensuring that the wells are safe. For this, we have designed Blow Out Preventers (BOP) and Emergency Disconnect Packages (EDP). Such devices will be under the highest standards of maintenance when in use. Experience — both the good and the bad — has shown us the need to “plan for the worst”. Only then can we “hope for the best”. Crucial to our designs are the key goals set out and the 3 “R’s”. Reliability: Achieved through good design; qualification, quality control and testing. Redundancy: whereby if any control valve or communication line should fail, there is a back-up. Retrievability: which means that through modular design, when one part fails, retrieval and replacement is made as easy as possible.

ROGTEC 83

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ системы аварийной расстыковки. При эксплуатации данных устройств к ним будут применяться самые строгие стандарты технического обслуживания. Положительный опыт и ошибки прошлого показывают: надеяться на лучшее можно лишь тогда, когда мы готовы к самому худшему. Три фактора имеют решающее значение для нашего Проекта: надежность: высокое качество проектирования, аттестации, тщательный контроль качества и проведение испытаний; резервирование: дублирование функций каждого регулирующего клапана и каждой линии связи на случай отказа; легкая извлекаемость: в случае отказа какоголибо элемента системы его извлечение и замена максимально упрощаются благодаря модульному принципу построения оборудования. Инновационное производство Проектирование и изготовление донных плит и манифольдов предусматривается осуществлять в России. От них зависит успех бурения и добычи, поэтому они должны быть изготовлены в строгом соответствии со стандартами для высокодебитных газовых скважин высокого давления, которые будут пробурены на Штокмановском месторождении. В состав манифольда входит сложный комплекс трубопроводной арматуры высокого давления, контроль над которым осуществляется через проходящий по дну моря шлангокабель, который соединен с расположенным в нескольких километрах от донных плит центром управления на технологиче ском судне. Их конструкционные решения, технические характеристики и качество изготовления будут соответствовать самым передовым стандартам в нашей отрасли. Кроме того, сезонные ограничения по погодным условиям означают, что сроки изготовления плит и манифольдов играют ключевую роль. При реализации Штокмановского проекта мы встаем на путь инженерно-технического новаторства, где нас ожидают немалые трудности — достаточно вспомнить хотя бы масштаб месторождения и погодные условия. От нас потребуется весь опыт, приобретенный на всех предшествующих проектах, и наша работа откроет, несомненно, новые горизонты в области освоения подводных месторождений. Штокман — далеко не простой Проект, но он станет Проектом века. И когда его первая скважина даст газ, каждый из нас испытает чувство законной гордости.

84 ROGTEC

Донные плиты с месторождения Vega «Статойл» Templates from Statoil’s Vega field Innovative production The Drilling Templates and Manifolds will be designed and manufactured in Russia. They are key to the Drilling and the Production and must be made to the exacting standards needed for the high pressure and high rate gas wells that make up the Shtokman field. They too are a complex array of high pressure valves which will be controlled through an umbilical laid on the seabed and connected to the vast control center many kilometres away in the FPU. Their design, specification, and fabrication will be to some of the most advanced standards used in our industry. In addition, the constraints laid upon us by the weather means that schedules for completion of the fabrication are absolutely critical. In Shtokman, we have embarked on a great journey of engineering discovery due primarily to the size of the field and the weather, which will be faced. It will call on all of our experience, yet it will chart new frontiers for the subsea industry. Shtokman will not be an easy Project — but it will be great. When the first well comes on stream, each of us can be justly proud.

Подводные модули с месторождения Ormen Lange, «Статойл» Templates from Statoil’s Ormen Lange field www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

www.fmctechnologies.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

БУРЕНИЕ

Новые технологии в компании Лукойл: гидропривод ШГН «Гейзер»

New technologies at Lukoil: The “Geyser” Hydraulic Rod Pump В ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» успешно прошел промысловые испытания и внедряется гидравлический привод ШГН «Гейзер». Гидропривод состоит из двух основных частей: рама с силовым гидроцилиндром – установлена непосредственно на устьевой арматуре скважины, и насосной станции, которая смонтирована рядом со скважиной в блок боксе. Силовой цилиндр и станция соединены гидравлическими магистралями.

Lukoil-Perm recently completed field testing, and put into action, the “Geyser” hydraulic rod well pump. The hydraulic drive consists of two basic parts: the frame with hydraulic power cylinder, which is installed directly at the wellhead, and the pumping station, which is mounted next to the well in a control room. The power cylinder and the station are connected with hydraulic lines.

Первый опытный образец гидропривода ГПШГН 8*3.5 А.00.00.000 ГЕЙЗЕР установлен 13 ноября 2009 г. на скважине №1291 Кокуйского нефтяного месторождения ЦДНГ-10. Произведены запуск оборудования и настройка его на рабочие параметры, осуществелены подъем нефти, снятие динамограмм. С 26 ноября 2009 г. начата подконтрольная эксплуатация гидропривода в автоматическом режиме.

The first pilot unit of the Geyser Hydraulic rod pump was installed on November 13, 2009 at well #1291 at the TSDNG-10, Kokuy oil field. Following the launch of the equipment on November 26, 2009, the energy consumption was carefully monitored and the follow data was retrieved:

К отличительным особенностям данного оборудования можно отнести: » низкие энергозатраты - использование системы рекуперации (пневмогидроаккумулятора) позволяет снизить энергозатраты, что в итоге отражается на снижении суммарных эксплуатационных затрат;

» малую массу 2,7 т – быстрый монтаж без привлечения дорогостоящей спецтехники; 86 ROGTEC

» low energy consumption using this recovery system helps reduce costs, leading to decrease in overall operational expenditure; » light weight at 2.7 tonnes, and quick assembly without engaging expensive special machinery; » no foundation meaning it is possible to install in swampy, undeveloped areas; » electronic control system, with continuously variable www.rogtecmagazine.com

DRILLING

» отсутствие фундамента – возможность монтажа на болотистых, необустроенных участках; » электронную систему управления, возможность

плавно бесступенчато регулировать параметры работы (частоту качаний, длину хода)- широкий диапазон возможностей регулирования работы ГНО при ВНР:

» возможность организации «интеллектуального»

куста – использование одного аппаратурного блока для работы нескольких гидроприводов на одной кустовой площадке, полная автоматизация процесса добычи, включая дистанционное управление оборудованием и видеоконтроль за работой установки, что значительно снижает потребность в человеческих трудозатратах, а как следствие позволяет свести к минимуму человеческий фактор.

» Дистанционное управление реализуется посредством

мобильного телефона и не требует вмешательства сервисного персонала. Затраты на видеонаблюдение и связь предполагают наличие устойчивой сотовой связи 3G.

adjustment (oscillation frequency, beam stroke) offering a wide range of adjustments for downhole pumping equipment at OWI;

» possibility of creating an “intellegent” well cluster – using

a single control unit to operate a number of hydraulic drives at the cluster site, with full automation of the production process, including remote control of the equipment and video surveillance of the operation, which allows a reduction in personnel. This also reduces the “human error” factor.

» Mobile phones can used for remote control and it does not require engaging any service personnel. Video surveillance and communications require a reliable 3G cellular connection. » possible to use for dual pumping operation; Hydraulic drives test results » Total hydraulic drive operating time at well #1291, Kokuy oil field, since November 26, 2009 – 2664 hours.

» Total hydraulic drive operating time at well #2049, Kokuy oil field, since January 12, 2009 – 1259 hours.

Гидропривод «Гейзер». Организация принципиально нового подхода к управлению процессом добычи нефти и газа Hydraulic drive “Geyser”. Organization of new approach to the management of oil & gas mining Сервер ПД “Телескоп+” v.4.04 Data transmission Server “Telescope+” 4.04

Корпоративная сеть Corporate Network

Web-сервер (параметры, управление через OPC, SQL) Web server (parameters, managed by OPC. SQL)

Куст Cluster

Ethernet

Сеть ЛУКНЕТ LUKNET Network

Электронная система управления Electronic control system

Управление Management

Стационарное автоматизированное рабочее место Stationary automated workstaion

Зона обхода оператора Operator survellance area

Мобильное автоматизированное рабочее место (смартфон) Mobile automated workstation (smartphone)

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 87

БУРЕНИЕ

» возможность использования при одновременно раздельной эксплуатации;

» All time of these operations, the equipment operated without failure at an ambient temperature from 0˚С to - 45˚С.

Гидропривод «Гейзер». Пример дистанционного управления Hydraulic drive “Geyser”. An example of remote control РИзменение параметров работы

Изменение параметров работы

станка-качалки

ПШСНГ «Гейзер»

Changing operating perameters on a conventional

Changing operating perameters on

pumping unit

HDRW “Geyser”

Итоги испытаний гидроприводов » Общая наработка гидропривода на скважине №1291 Кокуйского нефтяного месторождения с 26 ноября 2009 года составила 2664 часа.

» Общая наработка гидропривода на скважине №2049

Кокуйского нефтяного месторождения с 12 января 2009 года составила 1259 часа.

» Оборудование в течение всего времени эксплуатации

работает без сбоев при температуре воздуха в районе испытаний от 0˚С до - 45˚С. » Оборудование позволило стабилизир овать работу скважины, исключить выход в простой по причине срыва подачи.

Подконтрольные испытания гидроприводов ШГН «Гейзер» проводились в «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» с ноября 2009 года по март 2010-го. Текущая наработка по скважине № 1291 Кокуйского месторождения ЦДНГ-

88 ROGTEC

» The equipment enabled the well to be stabilized and avoided any down time due to feed failures Controlled testing of these pumps was started in November 2009 and finished in March 2010. The current total operating time for well #1291 of TSDNG-10 at the Kokuy oil field is 8712 hours, and for well #2049 – 4512 hours (this hydraulic drive was upgraded twice to increase its reliability, efficiency and durability, with a dome-shaped support, not connected to the fittings, being made and one of the cylinders was upgraded). The implementation of the Geyser pump allowed us to increase the delivery rate from 0.4 to 0.6 and 0.7, and energy consumption decreased by 5.6% (“Geyser” – 7.1 kWh; SK8 – 7.5 kWh). The temperature range for operational testing was from +29˚С to – 45˚С. At – 45˚С however, the substation shut down. The pump then initiated its launch preparation sequence however (heating the oil and checking its level), and then launched automatically, without an operator. www.rogtecmagazine.com

2012 Науки о Земле: новые горизонты в освоении недр

Окончание приема тезисов докладов 1 октября 2011 г.

5-ая Международная Конференция и Выставка www.eage.org www.eage.ru

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

БУРЕНИЕ 10 составляет 8712 часов, по скважине №2049 – 4512 часов (этот гидропривод был модернизирован дважды для повышения надежности, работоспособности и долговечности, - изготовлена опора шатрового типа, которая не связана с арматурой и модернизирован цилиндр).

The main benefits of Geyser pump can be seen on the image: » low specific metal content – 4.5 t;

Внедрение «Гейзера» позволило увеличить коэффициент подачи с 0,4 до 0,6 и 0,7. Энергопотребление снизилось на 5,6% («Гейзер» - 7,1 кВт/ч; СК8 – 7,5 кВт/ч).

» does not require special foundation;

Оборудование отработало при температуре воздуха от +29˚С до - 45˚С. Так, при - 45˚С отключилась подстанция, а после подачи напряжения сработала система подготовки пуска (подогрев масла, проверка его уровня) и произошел самостоятельный запуск ГПШГН, - без участия оператора.

» assembly and startup adjustments require 6 hours (a conventional pumping unit usually takes at least 3 working shifts);

Основные преимущества «Гейзера» вы видите на слайде: » низкая металлоемкость – 4,5 т;

Currently, Lukoil Perm is in the process of a new intelligent well cluster for oil and gas production. The main purpose of the project is to create a principally new oil production process, which would enable us to monitor and remotely control the production process, in real time, with minimum human staffing required.

» absence of large units such as a gearbox, balance beam or crank arm;

» easy to assemble;

» variable control of stroke length and oscillation frequency.

» отсутствие массивных узлов: редуктора, балансира, кривошипа;

Гидропривод «Гейзер». Затраты на обслуживание и сервис Hydraulic drive “Geyser”. Maintenance and service expenses

Регламентное обслуживание Scheduled Maintenance

Гейзер - Geyser Станок-качалка Pumping Unit 0

10,000

20,000

Прочие операции (центрация, уравновешивание) Other Operations (centering, counterbalancing) 500

Затраты на содержание обслуживающего персонала на единицу оборудования Human personnel expenses for each unit of equipment

90 ROGTEC

1,000

1,500

2,000

Станок-качалка Pumping Unit 2,500

Гейзер - Geyser Станок-качалка - Pumping Unit 0

Общие эксплуатационные затраты в год на единицу оборудования Overall operational expenses per unit per year

50,000

Гейзер - Geyser

Затраты на автоматизацию, видеонаблюдение и связь при наличии сотовой сети 3G Expenses for automation, video surveillance and communications granted availability of 3G network

40,000

30,000

60,000

90,000

Гейзер - Geyser Станок-качалка - Pumping Unit 0

20,000

240,000

640,000

Гейзер - Geyser Станок-качалка - Pumping Unit 0

25,000

50,000

75,000

100,000

125,000

150,000

175,000

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

» не требует специального фундамента; » простота монтажа; » время монтажа и наладки занимает 6 часов (станок качалка – 3 рабочих смены); » плавное регулирование длины хода и качаний. На данный момент предприятие реализует проект по созданию принципиально нового комплекса добычи нефти – интеллектуального куста скважин. Основная цель реализации проекта – создание принципиально нового комплекса добычи нефти, позволяющего проводить мониторинг и дистанционное управление технологическим процессом в режиме реального времени с минимальным участием обслуживающего персонала. Мониторинг и управление параметрами добычи возможно как со стационарного рабочего места, так и с мобильного (смартфона). На 1-м этапе данного проекта ведутся работы по следующим направлениям: » разрабатывается проект и готовится к обустройству куст 923 Кокуйского месторождения (всего 5 скважин);

» изготавливаются в т.ч. два гидропривода с управлением от одной станции; » ведутся работы по автоматизации системы управления, обеспечивающей вывод данных на пульт диспетчера и управление приводом с этого же пульта; » запланирован видеоконтроль за работой оборудования. На 2-м этапе планируется: » создание системы «самоконтроля», - самонастройка параметров работы «Гейзера» (длины хода, числа качаний) под параметры скважины (динамический уровень).

» оптимизация численности операторов добычи. В 2010 году в «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» будет установлено еще 5 ГПШГН (итого: 7). Нашими специалистами разработан проект программы замены станков-качалок на гидроприводы на 2011-2013г.г. В нее включены 172 «Гейзера», в т.ч.: 56 единиц, – по реконструкции и бурению новых скважин и 116 – на замену станков-качалок, отработавших более 30-ти лет. www.rogtecmagazine.com

The monitoring and production control may be arranged either from a stationary control point or from a mobile phone (smartphone). At the 1st stage of this project, the following works are being carried out: » design work and preparation for well cluster 923 at the Kokuy oil deposit (total 5 wells);

» manufacturing of two hydraulic drives with a single control station;

» Implementation of an automation control system, with the data being streamed to the operator’s console. The drive can also then be controlled from the same console; » equipment operation video surveillance is also planned. Proposals for the 2nd stage include: » An automation control system for the Geyser pump, allowing parameters such as strike length, oscillation frequency etc to be changed remotely.

» Further training of personnel for these operations In 2010, Lukoil-Perm installed 5 more hydraulic rod pumps (making a total of 7). Our specialists have developed a program to replace all conventional pumping units with hydraulic drives between 2011-2013. It includes 172 “Geysers”, of them 56 – for reconstruction and drilling new wells and 116 – to replace existing conventional pumping units that have been in operation for over 30 years. In 2011, we plan to purchase and assemble 42 “Geysers” in total, of these 32 will be under ONSS (equipment not included in the construction estimate) program and 10 – for reconstruction sites and new wells. By 2020, about 3000 conventional pumping units of Lukoil-Perm will have worked two normative lifetimes (30 years), and thus modernization in this sector is key.

В 2011 году планируется закупить и смонтировать 42 «Гейзера», из них – 32 единицы по программе ОНСС, 10 - по реконструкции и бурению новых скважин. К 2020 году около 3000 качалок «ЛУКОЙЛ-ПЕРМИ» отработают 2 нормативных срока (30 лет).

ROGTEC 91

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

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

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

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

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC26

LEARNING FROM YESTERDAY DISCUSSING TODAY PLANNING FOR TOMORROW

www.oilgas-events.com

INTERNATIONAL

OIL & GAS EVENT CALENDAR

5th KAZENERGY EURASIAN FORUM 4 - 5 October 2011 • Almaty, Kazakhstan

GIOGIE

KIOGE

MANGYSTAU OIL & GAS

OILTECH MANGYSTAU

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

ATYRAU OIL & GAS

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

OILTECH ATYRAU

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

OGU

OGT 2011 16th TURKMENISTAN OIL & GAS CONFERENCE 15 - 17 November 2011 • Ashgabat, Turkmenistan

TUROGE

CASPIAN OIL & GAS

11th GEORGIAN INTERNATIONAL OIL, GAS, ENERGY AND INFRASTRUCTURE CONFERENCE & SHOWCASE 28 - 29 March 2012 • Tbilisi, Georgia 11th NORTH CASPIAN REGIONAL ATYRAU OIL, GAS & INFRASTRUCTURE EXHIBITION 24 - 26 April 2012 • Atyrau, Kazakhstan 6th ATYRAU REGIONAL PETROLEUM TECHNOLOGY CONFERENCE 24 - 25 April 2012 • Atyrau, Kazakhstan 16th UZBEKISTAN INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION & CONFERENCE 15 - 17 May 2012 • Tashkent, Uzbekistan 19th INTERNATIONAL CASPIAN OIL & GAS EXHIBITION & CONFERENCE Incorporating REFINING & PETROCHEMICALS 5 - 8 June 2012 • Baku, Azerbaijan

AROG 2012 ARCTIC REGION OIL & GAS CONFERENCE 21 - 22 February 2012 • Oslo, Norway

14th International Trade Fair Equipment and Technologies for the Oil & Gas Industries 25 - 29 June 2012 • Moscow, Russia

11th TURKISH INTERNATIONAL OIL & GAS CONFERENCE & SHOWCASE 21 - 22 March 2012 • Ankara, Turkey

10th RUSSIAN PETROLEUM & GAS CONGRESS Alongside NEFTEGAZ 2012 26 - 28 June 2012 • Moscow, Russia

London office Moscow office Tashkent office Dubai office Hamburg office Almaty office

T + 44 (0)20 7596 5000 T + 7 495 935 7350 T + 998 71 113 0180 T + 971 4 433 29 72 T + 49 (0)40 235 24 201 T + 7 727 258 34 34

RPGC

E oilgas@ite-exhibitions.com E oil-gas@ite-expo.ru E office@ite-uzbekistan.uz E oilgas@ite-gulf.com E energy@gima.de E oil-gas@iteca.kz

Baku office Istanbul office Poznan office Valencia office Beijing office New Delhi office

T + 994 12 447 47 74 T + 90 212 291 83 10 T + 48 61 662 72 42 T + 34 960 454 250 T + 86 10 650 090 04 T + 91 11 4082 8282

E oilgas@iteca.az E info@ite-turkey.com E info@ite-poland.com E martin.fuchs@ite-exhibitions.com E owen.li@ite-china.com.cn E tulika.sen@eme-india.com

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Гарет Эвери, управляющий бизнесом в области ТЭК, NALCO The ROGTEC Interview: Gareth Every, Business Manager, Energy Services at NALCO Здравствуйте, Гарет. Расскажите, пожалуйста, нашим читателям, как давно вы работаете в Nalco и каковы ваши задачи? Я работаю в этой отрасли всю свою жизнь, а в Nalco я пришел в начале 1990-х, когда было сформировано первое СП – Nalco Exxon Energy Chemicals LP. Задачи, стоящие передо мной на моей нынешней должности – развитие прочной инфраструктуры и бизнеса компании Nalco на российском нефтегазовом рынке. Насколько я знаю, Nalco работает в России уже больше 25 лет – каково состояние бизнеса в регионе сегодня? Продолжает расти линейка продуктов Adomite, предназначенных для работ по заканчиванию скважин и интенсификации добычи. Бизнес Nalco в секторе химреагентов для нефтепромыслового использования устойчив, но мы ожидаем, что спрос на них значительно возрастет по мере того, как в России будет добываться все более сложная нефть. Наше подразделение TIORCO, занимающееся методами повышения нефтеотдачи, в этом году впервые начинает работу в России, и мы ожидаем, что такие технологии и профессиональные услуги в ближайшие годы будут все более востребованы. Недавнее заявление о совместном предприятии компаний Nalco и Лукойл, это, конечно, замечательные новости для всех, кто с этим связан, но каковы цели этого СП – чем это выгодно Лукойлу? Целей несколько, среди них – внедрение технологий Nalco на нефтегазовых предприятиях Западной Сибири, включая проекты компании Лукойл. Сегодня мы инвестируем значительные средства в завод химреагентов в Когалыме, который станет химическим предприятием мирового класса прямо в центре Западной Сибири, крупнейшей нефтегазовой области России и одной из крупнейших в мире. Стоит ли в ближайшее время ожидать объявлений о новых партнерских соглашениях? Развитие нашего бизнеса в России - одна из важнейших задач для Nalco, поэтому мы всегда готовы рассмотреть возможности расширения нашего присутствия в России через приобретения других компаний или партнерские соглашения.

94 ROGTEC

Hi, Gareth. Could you please explain to our readers how long you have been with Nalco and what your objectives are? I’ve actually been in this business all my working life but I’ve been with Nalco since the formation of the old JV – Nalco Exxon Energy Chemicals LP – in the early 1990s. My objectives in my current position are to develop a solid infrastructure and business for Nalco in the Russian oil & gas market. I believe Nalco has been doing business in Russia for over 25 years – how is business for you in the region at the moment? Our Adomite product line linked to well completion and stimulation activity is growing. Nalco’s Oil Field Chemical business is steady but we anticipate significant future growth as Russia crude oils become more difficult. Our TIORCO enhanced oil recovery business unit is seeing its first applications in Russia this year – we foresee a growing need for this expertise and technology in the years ahead. Of course, the newly announced JV between Nalco and Lukoil is great news for all involved – but what are the goals of this JV – what are the benefits to Lukoil? Our goals include bringing Nalco technologies to Lukoil’s operations and other West Siberian producers. We are making significant investments in the Kogalym Chemical facility that will result in a world class manufacturing plant in the heart of West Siberia. . . the biggest oil and gas province in Russia and one of the biggest in the world. Are we expecting any announcements regarding new partnerships soon? The development of our Russian business is one of Nalco’s global priorities, so we are always looking for opportunities to develop our Russian footprint through acquisitions or partnerships. Nalco has a wide range of products for the O&G sector, but what are your focus products for the region at the moment? For Adomite, the focus is on Stimulation and Fracturing additives, particularly packages that are designed for customer specific needs. For Oilfield Chemicals, we are seeing a growing need to process difficult crudes, such as those more viscous, heavy, salty or waxy than the West Siberian crude which today makes up the bulk of Russian production. As a result, the focus is on our new downhole biphasic viscosity reducers, our Heavy Oil separation and water treatment additives and our desalting www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Nalco предлагает широкий спектр продукции для нефтегазовой отрасли, а каковы ваши целевые продукты на региональном рынке сегодня? В продуктовой линейке Adomite наибольшим спросом пользуются присадки для интенсификации притока, в частности комплексные пакеты, разработанные с учетом конкретных потребностей заказчика. Что касается нефтепромысловых реагентов, мы наблюдаем рост интереса к переработке сложной нефти, будь то вязкая, тяжелая, соленая или парафинистая нефть, отличающаяся от обычной сырой западно-сибирской нефти, составляющей сегодня большую часть производства в России. По этой причине, сегодня в центре нашего внимания скважинные двухфазные понизители вязкости, присадки для сепарации тяжелой нефти и присадки для обработки воды, а также линейки продуктов для обессоливания и очистки воды. TIORCO предлагает спектр присадок, позволяющих увеличить извлечение нефти из пласта. Даже на старых российских месторождениях все еще остаются значительные запасы пластовой нефти. Повышение извлечения нефти и увеличение срока эксплуатации месторождений будет полезно не только для компаний-производителей, но также позитивно скажется на экономике населенных пунктов Западной Сибири, где находятся эти месторождения. Что касается интенсификации оптимизации добычи нефти – разрабатываются ли сегодня какие-то новые продукты? Три основных наших бизнес-подразделения предлагают спектр рекомендуемых продуктов. Я называю их так, потому что сегодня важно рассматривать пласт и весь цикл использования жидкостей в целом, чтобы решать сложные задачи, возникающие перед нашими заказчиками – улучшение извлечения, сокращение водопоступления, снижение расходов на электроэнергию и разработка специальных программ для работы со сложной нефтью. Наша наиболее заметная новая программа – технология Brightwater®, позволяющая значительно повысить извлечение нефти. Совсем скоро она будет впервые использована в России. Каков ваш прогноз развития региона на следующие 5 лет? Мы считаем, что переход от старых месторождений и центральных нефтяных областей к более сложным неосвоенным нефтегазовым районам будет означать рост использования интегрированных программ по увеличению нефтеотдачи и сокращению операционных издержек. Программы Nalco также сосредоточены на увеличении энергоэффективности и сокращении негативного влияния на окружающую среду, что ведет к прибыли от устойчивого развития для производителей и выигрышно сказывается на развитии населенных пунктов, где расположено производство. Я полагаю, вы много путешествуете по региону… какая часть России вам нравится больше? Хотя большую часть времени я провожу в известных нефтяных центрах, мне очень нравится Казань и я считаю Восточную Сибирь интереснейшим регионом. www.rogtecmagazine.com

and deoiling product lines. TIORCO offers a range of EOR solutions that will increase recovery from the reservoir. Maximizing recovery and extending the life of these fields will reward producers and will also enhance the economies of local West Siberian communities where the fields are located. With regards to well stimulation and production optimization do you have any new products in development? We have a range of complementary products from our 3 main business units. I say complementary because these days, it’s important to look at the whole reservoir and fluid lifecycle in order to address the challenges facing our customers –namely, improving reservoir recovery, reducing water production and energy costs, and designing programmes fit for difficult crudes. Our most exciting new program is Brightwater® technology, a program which significantly increases recovery, and is currently having its first application in West Siberia. And what is your forecast for the region in the next 5 years? From mature reservoirs in the heartland petroleum provinces to the more difficult and challenging oil & gas fields in frontier areas, we anticipate growth through the use of integrated programs that increase recovery and reduce operating costs. Our Nalco programs are also focused on increasing energy efficiency and reducing environmental footprint driving sustainability gains for producers and the surrounding communities. I presume you travel the region extensively… what is your favourite part of Russia? Although I spend most of my time in the well-known oil centres, I really like Kazan, and find East Siberia to be a fascinating region. And what do you like best about Moscow? I like the green areas along the Moscow River, particularly the Luzhnicki stadium area and along the riverbank all the way to Gorky Park. I am really impressed with the development of this park and the ambiance of the adjacent riverbank with its familyfriendly facilities. I’m always discovering new places to explore in Moscow. I recently went to the Botanical Gardens which include an extensive and accessible natural woodland, as well as massive greenhouses for tropical plants and trees which I think are among the best of their kind in the world. А что вам больше всего нравится в Москве? Я очень люблю зеленые зоны вдоль Москва-реки, особенно около Лужников и вдоль набережной до Парка Горького. Меня очень впечатляет, как хорошо развивается этот парк и мне нравится атмосфера набережной, где расположено множество развлечений для семейного отдыха. Я всегда нахожу новые интересные места в Москве. Недавно я ходил в Ботанический Сад, расположенный в большом природном лесном массиве, куда легко можно попасть. Также там есть огромные оранжереи тропических растений, думаю, они считаются одними из лучших в своем роде в мире.

ROGTEC 95

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

96 ROGTEC

p.25

p.73

p.09

akerarctic.fi

leoni-industrial-projects.com

siemens.com/energy

p.33

p.71

p.31

beicep.com

liebhher.com

seismicmicro.com

p.04

p.67

p.41

derrickequipment.com

nalco.com

arcticoilgas.ru

p.87

ibc

p.35 & p.37

eage.org

netzsch.com

sptgroup.com

p.11

p.77

p.75

elster-instromet.com

n-g-k.ru

tideway.nl

p.07 & p.83

p.57

p.55

fmctechnologies.com

hardbandingsolutions.com

tmk-group.ru

p.45

p.15

obc

inovageo.com

sigmacoatings.com

tenaris.com

p.05

p.61

p.03

iongeo.com

radialdrilling.com

rogtecmagazine.com

p.47 & p.91

p.79

ite-exhibitions.com

rpi-conferences.com

www.rogtecmagazine.com

NETZSCH â&#x20AC;&#x201C; New Generation of Drive Heads â&#x20AC;&#x201C; ATEX NETZSCH â&#x20AC;&#x201C; Đ˝ĐžĐ˛ĐžĐľ ĐżĐžĐşĐžĐťĐľĐ˝Đ¸Đľ Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2026;Đ˝Đ¸Ń&#x2026; ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Đ˛ĐžĐ´ĐžĐ˛ â&#x20AC;&#x201C; ATEX

Đ˝Đ° Đ˛Ń&#x2039;Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐşĐľ Oil & Gas ĐžŃ ĐľŃ&#x201A;Đ¸Ń&#x201A;Đľ Đ˝Đ°Ń Đ&#x; â&#x20AC;&#x201C; T A S U International n ea VISIT p ro Eu ern tral and East Booth 11 ropean The First Cen n, Hungary, io it ib h d Eastern Eu Ex an d al an tr ce en n C re t Confe ĐşĐ° The Firs 11 Đ¸Ń? Đ¸ Đ˛Ń&#x2039;Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˛ Đ&#x161;ĐžĐ˝Ń&#x201E;ĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ˝Ń&#x2020; ĐłŃ&#x20AC;Đ¸Ń?. ĐĄŃ&#x201A;ĐľĐ˝Đ´ Đ&#x2019; , Oil & Gas ĐľĐ˝ al n io at 6 rn te 25 In , Booth 1- Pavillion 11 KIOGE 2011 ĐľĐ˝Đ´ 11-256 Đ¸ĐťŃ&#x152;ĐžĐ˝ 11, Ń Ń&#x201A; Đ°Đ˛ Đ&#x; 11 20 KIOGE different Models for PCP series L, M, H in depence of according to ATEX â&#x20AC;&#x201C; regulations for European countries available also together with PCP-Systems

www.rogtecmagazine.com

Đ Đ°ĐˇĐťĐ¸Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Đľ ĐźĐžĐ´ĐľĐťĐ¸ Đ´ĐťŃ? Ń?ĐşŃ Ń&#x2020;ĐľĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ¸ĐşĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ˛Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ˝Đ°Ń ĐžŃ ĐžĐ˛ Đ˘Đ¸ĐżĐžĐ˛Ń&#x2039;Đľ Ń&#x20AC;Ń?Đ´Ń&#x2039; , - ( ĐĄĐžĐžŃ&#x201A;Đ˛ĐľŃ&#x201A;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ¸Đľ Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľĐąĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń?Đź Đ´Đ¸Ń&#x20AC;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Ń&#x2039; !4%8 Đ&#x2022;Đ˛Ń&#x20AC;ĐžŃ ĐžŃ&#x17D;ĐˇĐ° Đ&#x;Ń&#x20AC;ĐľĐ´ĐťĐ°ĐłĐ°Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Ń&#x201A;Đ°ĐşĐśĐľ Đ˛ ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ&#x201A;Đľ Ń Ń&#x192;Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˝ĐžĐ˛ĐşĐ°ĐźĐ¸ Ń?ĐşŃ Ń&#x2020;ĐľĐ˝Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ¸ĐşĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ˛Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ˝Đ°Ń ĐžŃ ĐžĐ˛

.%4:3#( /ILlELD 0RODUCTS 'MB( 'EBRĂ DER .ETZSCH 3TRAÂ&#x201D;E 3ELB 'ERMANY 4ĐľĐťĐľŃ&#x201E;ĐžĐ˝ 4EL Đ¤Đ°ĐşŃ &AX NOP NETZSCH COM ROGTEC 97 WWW NETZSCH COM

©ÌÈÉ½ÈÖÀ ÅÉÈÌÍËÎÅÍÃ½ÈÖÀ ÉÌÉ¼ÀÈÈÉÌÍÃ Ã ÊËÀÃÇÎÔÀÌÍ½» ®ÆÎÒÓ»ÀÍ Å»ÒÀÌÍ½É Ã ÊÉ½ÖÓ»ÀÍ ÍÀÐÈÃÅÎ ¼ÀÂÉÊ»ÌÈÉÌÍÃ ÌÊÎÌÅÉ ÊÉ¿ÕÀÇÈÖÐ Ë»¼ÉÍ ¼Æ»¾É¿»ËÚ ÎÇÀÈ×ÓÀÈÃÙ ÒÃÌÆ» ÊÉ¿¾ÉÍÉ½ÃÍÀÆ×ÈÖÐ ÉÊÀË»ÑÃÄ Ì ÍËÎ¼»ÇÃ | £ÌÅÆÙÒ»ÀÍ ÈÀÉ¼ÐÉ¿ÃÇÉÌÍ× È»ÈÀÌÀÈÃÚ ÌÇ»ÂÅÃ ÊËÃ ÌÊÎÌÅÉ ÊÉ¿ÕÀÇÈÖÐ Ë»¼ÉÍ»Ð | ¬½É¿ÃÍ Å ÇÃÈÃÇÎÇÎ ½ÉÂ¿ÀÄÌÍ½ÃÀ È» ÉÅËÎÁ»ÙÔÎÙ ÌËÀ¿Î

¸ÏÏÀÅÍÃ½ÈÉÀ ÍÀÐÈÃÒÀÌÅÉÀ ËÀÓÀÈÃÀ r ÇÈÉ¾ÉÏÎÈÅÑÃÉÈ»Æ×ÈÉÀ Â»ÔÃÍÈÉÀ ÊÉÅËÖÍÃÀ

'RSHOHVV ÍÀÐÈÉÆÉ¾ÃÚ ¸ÏÏÀÅÍÃ½ÈÉÌÍ× Ã ØÅÉÆÉ¾ÃÒÈÉÌÍ× ÊËÉ½ÀËÀÈÈÖÀ È» ÊË»ÅÍÃÅÀ

¸ÏÏÀÅÍÃ½ÈÉÌÍ× ÍÀÐÈÉÆÉ¾ÃÃ 'RSHOHVVi ¼ÖÆ» ÊÉ¿Í½ÀËÁ¿ÀÈ» ½ Ì»ÇÖÐ Ë»ÂÆÃÒÈÖÐ ÎÌÆÉ½ÃÚÐ Ì Ì»ÇÉ¾É È»Ò»Æ» ÀÀ ÊËÃÇÀÈÀÈÃÚ ½ ¬À½ÀËÈÉÇ ÇÉËÀ ½ ¾ «»ÂË»¼ÉÍ»ÈÈÉÀ ÇÈÉ¾ÉÏÎÈÅÑÃÉÈ»Æ×ÈÉÀ Â»ÔÃÍÈÉÀ ÊÉÅËÖÍÃÀ È»ÈÉÌÃÍÌÚ ½ ÊËÉÇÖÓÆÀÈÈÖÐ ÎÌÆÉ½ÃÚÐ É¼ÀÌÊÀÒÃ½»Ú ÌÍ»¼ÃÆ×ÈÉÀ Å»ÒÀÌÍ½É Ã ØÅÌÊÆÎ»Í»ÑÃÉÈÈÎÙ È»¿ÀÁÈÉÌÍ× ÊÉ½ÖÓÀÈÃÀ ÅÉËËÉÂÃÉÈÈÉÄ ÌÍÉÄÅÉÌÍÃ Ã ÉÍÌÎÍÌÍ½ÃÀ ÈÀÉ¼ÐÉ¿ÃÇÉÌÍÃ ½ ÊËÃÇÀÈÀÈÃÃ ËÀÂ×¼É½ÉÄ ÌÇ»ÂÅÃ «»Â½ÃÍ»Ú ÅÉÇÊÆÀÅÌÈ»Ú ÌÆÎÁ¼» ÍÀÐÈÃÒÀÌÅÉÄ ÊÉ¿¿ÀËÁÅÃ » Í»ÅÁÀ ÑÀÐ» ÊÉ ËÀÇÉÈÍÎ Ã É¼ÌÆÎÁÃ½»ÈÃÙ ÌÉÀ¿ÃÈÀÈÃÄ ¿ÀÆ»ÙÍ ÍÀÐÈÉÆÉ¾ÃÙ 'RSHOHVVi Ì»ÇÖÇ ÉÊÍÃÇ»Æ×ÈÖÇ ÍÀÐÈÃÒÀÌÅÃÇ ËÀÓÀÈÃÀÇ ¿ÆÚ ÌÎÐÃÐ ¼ÀÌÌÇ»ÂÉÒÈÖÐ ÌÉÀ¿ÃÈÀÈÃÄ ÃÌÊÉÆ×ÂÎÀÇÖÐ ½ Ì»ÇÖÐ ÌÆÉÁÈÖÐ ÎÌÆÉ½ÃÚÐ ØÅÌÊÆÎ»Í»ÑÃÃ ªÀËÀÒÃÌÆÀÈÈÖÀ ÊËÀÃÇÎÔÀÌÍ½» Ã ÉÌÉ¼ÀÈÈÉÌÍÃ ÍÀÐÈÉÆÉ¾ÃÃ ¿ÉÌÍÎÊÈÖ ¿ÆÚ ÌÉÀ¿ÃÈÀÈÃÄ &ÀËÃÄ 7HQDULV+\GULO %OXH Ã :HGJH » Í»ÅÁÀ ÉÍ¿ÀÆ×ÈÖÐ /HJDF\ 3UHPLXP ÌÉÀ¿ÃÈÀÈÃÄ

ZZZ WHQDULV FRP WHQDULVK\GULO

98 ROGTEC