ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine

ROGTEC MAGAZINE

/FFSHORE AND %0# #ONTRACTORS

25

oÄ×ÄÌǾ Ãʾ ÀÒÃÒØÄÂÍ iÍËοÌǾ a¿Ì mÍÏà mÓÓ×ÍÏ ¾ÁʾÄÑо ÎÍÃϾÃÖÇÉÍË ÎÍ

25

Ï¿ÀÍÑ¿Ë Ì¿ ×ÄÊÛÓÄ Ç ÒÐÊÒÂ¿Ë dop ÁÚÎÍÊ̾¾ ÁÚÐÍÉÍÑÍÖÌÒÝ

24

ÎÍÃÁÍÃÌÒÝ É¿ËÄÌÌÒÝ Ì¿ÀÏÍÐÉÒ Ï¿ÆÏ¿ÀÍÑÉÒ Ç ÍÀÏ¿ÑÌÒÝ Æ¿ÐÚÎÉÒ ÑÏ¿Ì×ÄÈ ÐÑÏÍÇÑÄÊÛÐÑÁÍ ÁÚÔÍÃÍÁ ÎÍÃÁÍÃÌÚÔ ÑÏÒÀÍÎÏÍÁÍÃÍÁ Ì¿ ÀÄÏÄ ÎÏÍѾÅÉÒ ÑÏÒÀ ¿ Ñ¿ÉÅÄ Ï¿ÀÍÑÚ ÎÍ ÒÐÑ¿ÌÍÁÉÄ aÚÌÍÐÌÚÔ qÍÖÄÖÌÚÔ nÏÇÖ¿ÊÍÁ Ç mÐÌÍÁ¿ÌÇÈ bÏ¿ÁÇÑ¿ÕÇÍÌÌÍÂÍ qÇο gËľ ÍÀ×ÇÏÌÚÈ ËÇÏÍÁÍÈ ÍÎÚÑ Á ÐÓÄÏÄ ÐÑÏÍÇÑÄÊÛÐÑÁ¿ Ì¿ ×ÄÊÛÓÄ ÉÍËοÌǾ a¿Ì mÍÏà mÓÓ×ÍÏ ÃÍÉ¿Æ¿Ê¿ ÐÁÍÝ ÁÚÐÍÉÒÝ ÉÁ¿ÊÇÓÇÉ¿ÕÇÝ Ç ÒËÄÌÇÄ ÎÏÄÃÍÐÑ¿ÁʾÑÛ ÉÊÇÄÌÑ¿Ë Ì¿ÃÄÅÌÍÄ Ç É¿ÖÄÐÑÁÄÌÌÍÄ ÏÄ×ÄÌÇÄ Ãʾ ÎÏÍÄÉÑÍÁ ËÍÏÐÉÇÔ ÐÍÍÏÒÅÄÌÇÈ

CELEBRATING 25 ISSUES

TNK-BP:

ROSNEFT:

Новые технологии бурения на Верхнечонском месторождении: результаты и открытия

TNK-BP: New Drilling Technology at the VC Field: Results and Findings

РОСНЕФТЬ: WWW VANOORD COM rÐÑ¿ÌÍÁÉ¿ aqn

nÍÃÁÍÃÌ¿¾ É¿ËÄÌÌ¿¾ Ì¿ÀÏÍÐÉ¿

o¿ÆÏ¿ÀÍÑÉ¿ Ç ÍÀÏ¿ÑÌ¿¾ Æ¿ÐÚÎÉ¿ ÑÏ¿Ì×ÄÈ

pÑÏÍÇÑÄÊÛÐÑÁÍ ÁÚÔÍÃÍÁ ÑÏÒÀÍÎÏÍÁÍÃÍÁ Ì¿ ÀÄÏÄÂ

Системы очистки буровых растворов – максимальное увеличение эффективности и сокращение затрат

Solids Control: Maximizing Efficiency and Reducing Cost

Технология за круглым столом: Буровые установки, верхние силовые приводы и контроль содержания твердой фазы

Technology Roundtable: Drill Rigs, Top Drives and Solids Control

rÐÑ¿ÌÍÁÉ¿ mbq

ЮБИЛЕЙНЫЙ 25-ЙВЫПУСК ЖУРНАЛА ROGTEC

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

Printed Media

NEW TITLE! Definitive overview of the region’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, buyer´s guide, interviews & case studies plus much more

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

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

ƖƚƳƜƎƾƭƾưƭ ơƸư ĆŹĆśĆŠÇƒĆżĆ­ ĆŠÇƒĆšĆśĆ˛ĆśĆŞÇ‡ĆŻĆ˛Ć¨Ç‡ ƾƭƟƺDŽ Tel: +350 2162 4000

Fax: +350 2162 4001

Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar РодакциОннаŃ? КОННогиŃ? Editorial: Шоф-родактОр Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com РодактОр ПаториаНОв пО Đ ĐžŃ Ń Đ¸Đ¸ Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Đ—Đ°Đź. Шоф-родактОра Editorial Assistant Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com ОтдоН рокНаПы Sales: ДироктОр пО прОдаМаП Sales Director Doug Robson doug.robson@themobiusgroup.com ĐœĐľĐ˝ĐľĐ´ĐśĐľŃ€ пО прОдаМаП Sales Barry Williams barry.williams@rogtecmagazine.com Đ’ĐľŃ€Ń Ń‚ĐşĐ° и диСаКн Production / Design КроативныК диСаКн Creative Director Saul Haslam saul.haslam@rogtecmagazine.com

ĐŁŃ ĐťĐžĐ˛Đ¸Ń? ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐ¸: ROGTEC ĐźĐžĐłŃƒŃ‚ ĐżĐžĐťŃƒŃ‡Đ°Ń‚ŃŒ пО Ń Đ˛ĐžĐąĐžĐ´Đ˝ĐžĐš ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐľ Ница, приниПающио активнОо ŃƒŃ‡Đ°Ń Ń‚Đ¸Đľ в таких Ń ĐľĐşŃ‚ĐžŃ€Đ°Ń… нофтогаСОвОгО ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ Đ°, как раСводка и раСрайОтка ĐźĐľŃ Ń‚ĐžŃ€ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đš, ĐąŃƒŃ€ĐľĐ˝Đ¸Đľ, дОйыча и Ń‚Ń€Đ°Đ˝Ń ĐżĐžŃ€Ń‚Đ¸Ń€ĐžĐ˛ĐşĐ° ŃƒĐłĐťĐľĐ˛ĐžĐ´ĐžŃ€ĐžĐ´Đ˝ĐžĐłĐž Ń Ń‹Ń€ŃŒŃ? в Đ ĐžŃ Ń Đ¸ĐšŃ ĐşĐžĐš Фодорации и в Đ´Ń€ŃƒĐłĐ¸Ń… ĐżŃ€Đ¸ĐşĐ°Ń ĐżĐ¸ĐšŃ ĐşĐ¸Ń… Ń Ń‚Ń€Đ°Đ˝Đ°Ń…, вкНючаŃ? ĐšĐ°ĐˇĐ°Ń…Ń Ń‚Đ°Đ˝, Đ?СорйаКдМан, Đ˘ŃƒŃ€ĐşĐźĐľĐ˝Đ¸Ń Ń‚Đ°Đ˝ и ĐŁĐˇĐąĐľĐşĐ¸Ń Ń‚Đ°Đ˝. ĐĄŃ‚ĐžĐ¸ĐźĐžŃ Ń‚ŃŒ пНатнОК гОдОвОК ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐ¸ в ЕврОпо Ń ĐžŃ Ń‚Đ°Đ˛ĐťŃ?от â‚Ź45, в ХоворнОК Đ?Порико - â‚Ź75, в Đ´Ń€ŃƒĐłĐ¸Ń… рогиОнах Пира - â‚Ź100. Đ˜ĐˇĐźĐľĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Đľ Đ°Đ´Ń€ĐľŃ Đ° ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐ¸: Đ&#x;Ń€ĐžŃ Đ¸Đź Ń Đ˛ĐžĐľĐ˛Ń€ĐľĐźĐľĐ˝Đ˝Đž ĐżŃ€Đ¸Ń Ń‹ĐťĐ°Ń‚ŃŒ ĐżĐ¸Ń ŃŒĐźĐľĐ˝Đ˝Ń‹Đľ ŃƒĐ˛ĐľĐ´ĐžĐźĐťĐľĐ˝Đ¸Ń? Ой иСПононии Đ°Đ´Ń€ĐľŃ Đ° ĐżĐžĐ´ĐżĐ¸Ń ĐşĐ¸ на circulation@rogtecmagazine.com. Đ–ŃƒŃ€Đ˝Đ°Đť ROGTEC выхОдит ĐľĐśĐľĐşĐ˛Đ°Ń€Ń‚Đ°ĐťŃŒĐ˝Đž и ĐżŃƒĐąĐťĐ¸ĐşŃƒĐľŃ‚Ń Ń? Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Đ§Đ°Ń Ń‚Đ¸Ń‡Đ˝Đ°Ń? иНи пОНнаŃ? поропочатка ĐžŃ‚Đ´ĐľĐťŃŒĐ˝Ń‹Ń… ПаториаНОв иС ĐśŃƒŃ€Đ˝Đ°ĐťĐ° ROGTEC Đ´ĐžĐżŃƒŃ ĐşĐ°ĐľŃ‚Ń Ń? Ń‚ĐžĐťŃŒĐşĐž ĐżĐžŃ ĐťĐľ ĐżĐžĐťŃƒŃ‡ĐľĐ˝Đ¸Ń? Ń€Đ°ĐˇŃ€ĐľŃˆĐľĐ˝Đ¸Ń? От Mobius Group.

Subscriptions: ROGTEC is available on a free subscription basis to individuals actively involved in the exploration/drilling/production and pipelining sectors both in the Russian Federation and the following countries surrounding the Caspian sea: Kazakhstan, Azerbaijan, Turkmenistan and Uzbekistan. Subscription is available throughout Europe @ â‚Ź45 per year, North America @ â‚Ź75 per year and the rest of the world @ â‚Ź100 per year.

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

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

ROGTEC

Ć˜Ć­Ç€Ć­ĆľĆ°Ć­ ơƜƾưƯưƺƭƳư ƪLJƯƲƜƚƺư 1DOFR É?ɧɢɤɚɼɜɧɾÉ&#x; ɜɨɞɨ ɧÉ&#x;ɎɏɚɧɾÉ&#x; ɞɢɍɊÉ&#x;ɪɍɢɢ ÉĽÉ&#x;É?ɤɨ ɍɨɥɞɚɏɜ ɢ ɪɚɥɞÉ&#x;ɼɢɏɜ 1DOFR ɢɍɊɨɼɜɥɭÉ&#x;ÉŹ ɥɚɊɚɏÉ&#x;É§ÉŹÉ¨ÉœÉšÉ§É§É­É¸ ɊɨɼɢɌÉ&#x;ɪɧɭɸ ÉŹÉ&#x;ɯɧɨɼɨÉ?ɢɸ ɞɼɚ ÉŠÉ¨É§É˘É É&#x;ɧɢɚ ɍɏɪɭɤɏɭɪɧɨɣ ÉœÉšÉĄÉ¤É¨ÉŤÉŹÉ˘ ÉœÉľÉŤÉ¨É¤É¨ÉœÉšÉĄÉ¤É¨ÉŁ ɧÉ&#x;Ɏɏɢ ȟɨɞɨ ɧÉ&#x;Ɏɏɚɧɚɚ ɞɢɍɊÉ&#x;ɪɍɢɚ ɨɛɪɚɥɭÉ&#x;ÉŹÉŤÉš ɧɚ ɥɚɛɨÉ&#x; ÉŤÉ¤ÉœÉšÉ É˘É§Éľ ÉŤÉŠÉ¨ÉŤÉ¨É›ÉŤÉŹÉœÉ­Éš ÉĽÉ&#x;É?ɤɨɣ ɨɏɤɚɹɤÉ&#x; ÉœÉľÉŤÉ¨É¤É¨ÉœÉšÉĄÉ¤É¨ÉŁ ɧÉ&#x;Ɏɏɢ ɧɚɍɨɍɚɌɢ Éš ɥɚɏÉ&#x;ÉŚ ÉĽÉ&#x;É?ɤɨɌɭ ɪɚɥɞÉ&#x;ÉĽÉ&#x;ɧɢɸ ɧɚ ɜɨɞɭ ɢ ÉŹÉ¨ÉœÉšÉŞÉ§É­É¸ ɧÉ&#x;ÉŽÉŹÉś Q ɈɛÉ&#x;ÉŤÉŠÉ&#x;ÉąÉ˘ÉœÉšÉ¸ÉŹ É›É&#x;ɥɨɊɚɍɧɨɍɏɜ ɊɪɢɌÉ&#x;ɧÉ&#x;ɧɢɚ ɛɼɚÉ?ɨɞɚɪɚ ÉŤÉœÉ¨É˘ÉŚ ɯɢɌɢɹÉ&#x;ɍɤɢɌ ÉŤÉœÉ¨ÉŁÉŤÉŹÉœÉšÉŚ Q É?ɼɭɹɲɚɸɏ ɡɎɎÉ&#x;É¤ÉŹÉ˘ÉœÉ§É¨ÉŤÉŹÉś ɪɚɛɨɏɾ ɧɚɍɨɍɧɨÉ?ɨ É¨É›É¨ÉŞÉ­ÉžÉ¨ÉœÉšÉ§É˘Éš Q É?ÉœÉ&#x;ÉĽÉ˘ÉąÉ˘ÉœÉšÉ¸ÉŹ ÉŠÉ¨ÉœÉŹÉ¨ÉŞÉ§É¨É&#x; É˘ÉŤÉŠÉ¨ÉĽÉśÉĄÉ¨ÉœÉšÉ§É˘É&#x; ÉŠÉĽÉšÉŤÉŹÉ¨ÉœÉ¨ÉŁ ÉœÉ¨ÉžÉľ Q É‰É¨ÉœÉľÉ˛ÉšÉ¸ÉŹ ɞɨɛɾɹɭ Q ɈɛÉ&#x;ÉŤÉŠÉ&#x;ÉąÉ˘ÉœÉšÉ¸ÉŹ É°É&#x;ɼɨɍɏɧɨɍɏɜ ɍɢɍɏÉ&#x;ÉŚ ɞɨɛɾɹɢ ɢ ɏɪɚɧɍɊɨɪɏɚ ɧÉ&#x;Ɏɏɢ Q ɋɨɤɪɚɳɚɸɏ ɨɛɳɢÉ&#x; ɨɊÉ&#x;ɪɚɰɢɨɧɧɾÉ&#x; ɪɚɍɯɨɞɾ ÉŠÉ&#x;ɲɚɣɏÉ&#x; ÉŤÉĽÉ¨É É§ÉľÉ&#x; ɥɚɞɚɹɢ ɧÉ&#x;ÉŽÉŹÉ&#x;ɞɨɛɾɹɢ ÉŤ ɊɨɌɨɳɜɸ ɊɨɧɢɥɢɏÉ&#x;ÉĽÉ&#x;ÉŁ ÉœÉšÉĄÉ¤É¨ÉŤÉŹÉ˘ 1DOFR Ɋɪɨɍɏɨɏɚ É˘ÉŤÉŠÉ¨ÉĽÉśÉĄÉ¨ÉœÉšÉ§É˘Éš É›É&#x;ɥɨɊɚɍɧɨɍɏɜ ÉŠÉŞÉ&#x;ÉœÉ¨ÉŤÉŻÉ¨ÉžÉ§ÉľÉŁ ÉŞÉ&#x;ɥɭɼɜɏɚɏ

ɈɈɈ ŠɄɨɌɊɚɧɢɚ ɇɚɼɤɨª Éœ É†É¨ÉŤÉ¤ÉœÉ&#x; ÉŒÉ&#x;ÉĽ Ɏɚɤɍ

Ʉɨɨɪɞɢɧɚɏɨɪ ɊɪɨÉ&#x;ɤɏɚ ȝɭɯɚɪɢɧɚ Ɇɚɪɢɚ ČźÉĽÉšÉžÉ˘ÉŚÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉ§Éš PEXNKDULQD#QDOFR FRP

ɈɈɈ ŠɄɨɌɊɚɧɢɚ ɇɚɼɤɨª Éœ Ʉɚɥɚɧɢ ÉŒÉ&#x;ÉĽ Ɏɚɤɍ

Ʉɨɪɞɢɧɚɏɨɪ ɊɪɨÉ&#x;ɤɏɚ É?ɥɭɧ ÉˆÉ¤ÉŤÉšÉ§Éš ČżÉœÉ?É&#x;ɧɜÉ&#x;ɜɧɚ RX]XQ#QDOFR FRP

ɋɉ Šɇɚɼɤɨ É„É É?ÂŞ Éœ ɄɨÉ?ɚɼɾɌÉ&#x; Ɏɚɤɍ

Ʉɨɨɪɞɢɧɚɏɨɪ ɊɪɨÉ&#x;ɤɏɚ ɋɨɪɨɹɚɣɤɢɧ ȟɢɏɚɼɢɣ ČźÉĽÉšÉžÉ˘ÉŚÉ˘ÉŞÉ¨ÉœÉ˘Éą YVRURFKD\NLQ#QDOFR FRP www.rogtecmagazine.com

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

PITT-CHaR® XP

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

www.rogtecmagazine.com

www.sigmacoatings.com/protective ROGTEC

Содержание

Contents

Отчеты Блэкборн: Западная Сибирь

12

Blackbourn Reports: Western Siberia

РОСНЕФТЬ: Баженовская свита: раскрывая потенциал

24

ROSNEFT: The Bazhenov Suite: Unlocking the Potential

Технология за круглым столом: Буровые установки, верхние силовые приводы и контроль содержания твердой фазы

36

Technology Roundtable: Drill Rigs, Top Drives and Solids Control

TNK-BP: Новые технологии бурения на Верхнечонское месторождение – результаты и открытия

58

TNK-BP: New Drilling Technology at the VC Field: Results and Findings

РОСНЕФТЬ: Системы очистки буровых растворов – максимальное увеличение эффективности и сокращение затрат

72

ROSNEFT: Maximizing Efficiency and Reducing Costs for Drilling Fluid Cleaning Systems

SPD: Открывая новые горизонты для российского бизнеса

82

SPD: Opening New Horizons for Russian Businesses

Море потенциала: будущее Каспия затмит его прошлое

88

A Sea of Potential: Caspian’s Future to Outshine its Past

Интервью ROGTEC: Алекс Маккей, Welltec

80 ROGTEC

100

The ROGTEC Interview: Alex Mckay, Welltec

88 www.rogtecmagazine.com

Оптимальные технологические решения, богатый опыт и лидирующие позиции компании FMC Technologies вносят важный вклад в успешную разработку подводных месторождений на Арктическом шельфе. Технологии FMC Technologies значительно облегчают разработку 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 опробированные технологии для подводного бурения, добычи, сепарации, переработки и перекачки углеводородов, системы дистанционной подбивки, экологически чистые электрифицированные системы контроля, системы мониторинга и системы управления потоком углеводородов. Не позволяйте арктическим льдам встать у вас на пути. Обращайтесь за помощью к компании FMC Technologies.

www.fmctechnologies.com

© 2011 FMC Technologies. All rights reserved.

www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора Рад приветствовать вас на страницах 25го выпуска нашего журнала. Это действительно серьезная веха для ежеквартального издания в России и мы гордимся этим. Я помню, как писал первую колонку редактора в 2004 году, полный надежд на будущее: рынок нефти и газа в России находился на критическом и волнующем этапе развития, а мы запускали столь нужное технологическое издание по нефти и газу, проведя детальное исследование рынка. За последние 6 лет нефтегазовая отрасль пережила несколько серьезных взлетов и падений: в момент выхода первого номера журнала ROGTEC, нефть продавалась по цене меньше 40 долларов за баррель, а среднегодовая цена в 2004 году составила 37.41 долларов. Что было дальше, как говорят, уже история, и лично я не представляю, чтобы цена на нефть могла бы спуститься до столь низкой отметки еще очень долгое время, разве что только если в результате еще одного глобального финансового кризиса. Среди материалов 25 выпуска ROGTEC, вы найдете несколько технологических исследований полевых работ от ключевых игроков нефтегазовой отрасли: специалисты Роснефти рассказывают о системах контроля твердой фазы буровых растворов и представляют первую часть серии исследований геологического комплекса Баженовской свиты. Авторы статей из TNK -BP рассматривают новую технологию бурения, которая сейчас внедряется на Верхнечонском нефтяном месторождении, а представители Салым Петролеум представляют обзор глобальных возможностей, существующих для российских нефтегазовых предприятий. Поскольку мы выступаем спонсором выставки по нефти и газу в Баку, мы также включили в номер материал о потенциале добычи в Каспийском море. Всем нам известно его интересное прошлое, ведь даты начала добычи в этом регионе совпадают с началом существования отрасли в целом; и это внутриконтинентальное море также имеет и весьма светлое будущее.

Западной Сибири. Статьи серии “Отчеты Блэкбeрн” получают множество отзывов и я хотел бы лично поблагодарить Грэма за внесенный им вклад. Примечательно, что наш 25й выпуск приходится на летний период и совпадает с датами ключевых региональных профильных выставок. Этот выпуск журнала будет представлен на Каспийской выставке по нефти и газу в Баку и на выставке MIOGE, где бонусное распространение журнала составит около 6000 экземпляров. Журнал ROGTEC также будет включен в пакеты участников конференции, как и в прошлом году. В предвкушении выхода сентябрьского выпуска журнала, сообщим, что в центре его внимания будет добыча углеводородов на морских проектах и в условиях Арктики, и эти темы удачно совпадают с региональными выставками, включая SPE Arctic Oil and Gas, RAO/CIS Offshore, KIOGE и Сахалин-2011. В нашем предыдущем выпуске мы рассматривали возможное слияние между Роснефть и BP, но на нынешнем этапе эксклюзивное соглашение между BP,TNK-BP и AAR все еще блокирует совершение сделки в ее первичном виде. Хотя многие обозреватели предрекали, что это недопонимание окажется лишь мелким препятствием, даже сегодня чувствуется напряженность сложившейся ситуации. Пока номер подписывался в печать, прошел последний срок решения по сделке (Май), а никаких соглашений так и не было достигнуто. Ясно, что Роснефть хочет партнерства с BP, учитывая что последняя имеет опыт работы в море, которым не обладает TNK -BP; ситуация усложняется и мы будем держать вас в курсе по мере развития событий. Будем рады обратной связи с вами в течение всего лета. Ник Лукан Главный редактор nick.lucan@themobiusgroup.com

В рубрике “разведка”, мы продолжаем публикацию детального отчета Грэма Блэкберна по геологии

10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

NETZSCH – New Generation of Drive Heads – ATEX NETZSCH – нОвОо пОкОНонио ворхних привОдОв – ATEX

на Đ˛Ń‹Ń Ń‚Đ°Đ˛ĐşĐľ Đ&#x;ĐžŃ ĐľŃ‚Đ¸Ń‚Đľ Đ˝Đ°Ń ooth al German B at the Centr 12 23 th o an o b m er Gии Central G Caspian O& Đ´ 2312 в Ń ĐľĐşŃ† он Ń Ń‚ G & O Caspian 02 l 1 booth 17 MIOGE - hal 1 Ń Ń‚ĐľĐ˝Đ´ 1702 MIOGE - СаН

– VISIT US AT

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

www.rogtecmagazine.com

РаСНичныо ПОдоНи Đ´ĐťŃ? Ń?ĐşŃ Ń†ĐľĐ˝Ń‚Ń€Đ¸ĐşĐžĐ˛Ń‹Ń… винтОвых Đ˝Đ°Ń ĐžŃ ĐžĐ˛ ТипОвыо Ń€Ń?Đ´Ń‹ , - ( ĐĄĐžĐžŃ‚Đ˛ĐľŃ‚Ń Ń‚Đ˛Đ¸Đľ тройОваниŃ?Đź дироктивы !4%8 Đ•Đ˛Ń€ĐžŃ ĐžŃŽĐˇĐ° Đ&#x;Ń€ĐľĐ´ĐťĐ°ĐłĐ°ŃŽŃ‚Ń Ń? такМо в кОПпНокто Ń ŃƒŃ Ń‚Đ°Đ˝ĐžĐ˛ĐşĐ°ĐźĐ¸ Ń?ĐşŃ Ń†ĐľĐ˝Ń‚Ń€Đ¸ĐşĐžĐ˛Ń‹Ń… винтОвых Đ˝Đ°Ń ĐžŃ ĐžĐ˛

.%4:3#( /ILlELD 0RODUCTS 'MB( 'EBRĂ DER .ETZSCH 3TRA”E 3ELB 'ERMANY 4оНофОн 4EL Đ¤Đ°ĐşŃ &AX NOP NETZSCH COM WWW NETZSCH COM ROGTEC 11

Editors Notes EDITORSNOTES EDITORS Dear Readers, Welcome to our 25th issue – a real milestone for a quarterly publication in Russia and something we are very proud of. I remember writing the first editors note back in 2004 with great expectations for the future – the oil and gas market in Russia was at a critical and exciting stage and we were launching a much needed technology focused oil and gas publication following extensive market research. Our industry has been through some serious ups and downs in the last 6 years, at the launch of ROGTEC Magazine oil was trading below 40 dollars with a 2004 average of $37.41. The rest, as they say, is history and I personally cannot see oil reaching such a low, barring another global financial meltdown, for a very long time.

In terms of our content for ROGTEC 25, we are packed full of field technology case studies written by key market players – Rosneft look at solids control systems and also provide the first of a series of studies on the complex Bazhenov Suite. TNK-BP looks at new drilling technology being implemented at the VC field and Salym Petroleum look at the global opportunities that are available for Russian O&G companies.

As we are a media sponsor for the Caspian O&G exhibition in Baku, we also have a piece looking at the potential of the Caspian Sea. We all know it has an interesting past and production dates back to the very beginning of our industry; however the future is very bright for this inland sea.

On the exploration front we continue our serialization of Graham Blackbourn’s in depth report on the geology of Western Siberia. “Blackbourn Reports” has had some great feedback and I would like to personally thank Graham for his contributions to date.

12 ROGTEC

It is fitting that our 25th issue has fallen during the summer period and coincides with the key regional trade shows. This issue will be showcased at the Caspian Oil & Gas Show in Baku and MIOGE, with bonus distribution at the latter reaching up to 8,000 copies. ROGTEC Magazine will also be present in the delegate bags at the conference as per last year.

Looking forward to our September issue, we will have a strong focus on the arctic and offshore industry in line with the regional shows, including the SPE Arctic Oil and Gas, RAO CIS Offshore, KIOGE and Sakhalin 2011. In our last issue we looked at the BP - Rosneft potential merger and at this stage the exclusivity agreement between BP, TNK BP and AAR is still preventing the deal from being completed in its initial guise. Whilst some commentators suggested the disagreement would be a minor blip the impact is still clearly being felt today. As we go to print the latest share deal deadline has passed (May) and no agreement is currently in place. It is clear that Rosneft is looking to partner with BP due to their offshore expertise which TNK BP does not possess; the plot thickens on this issue and we will bring you more on this story as it happens.

We look forward to catching up with you all over the summer. To keep up to date with the regions latest news and developments on a daily basis, do not forget to visit the ROGTEC website: www.rogtecmagazine.com

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

S

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

E50001-E440-F140-X-5600

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

Answers for energy. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

TARKO-SALE

Yen esei

Taz

РАЗВЕДКА

IGRIM

dym

Na

Доклады Блэкберн: Развитие тектонического бассейна Западной Сибири в мезозойскую эру и третичном периоде: PODKAMMENAYA

Ob

SURGUT

KHANTY-MANSIISK

NEFTEYUGANSK

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

Ob

STREZHEVOY

ALEKSANDROVSK

Irty s

h

UST’-TYM

Ob

Палеогеография и Стратиграфия

TOBOL’SK

NOV. VASYUGAN

YENESEISK LESOSIBIRSK

Ob

Blackbourn Reports: Development of the West Siberian Basin during the Mesozoic and Tertiary:

ISHIM

TOMSK

Irty

PETROPAVLOVSK

KRASNOYARSK

sh

OMSK

Ish

im

NOVOSIBIRSK

Palaeogeography & Stratigraphy Грехем Блэкберн: Blackbourn Geoconsulting

500

Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

I.3.3.2 Аптский, Альбский и Сеноманский ярусы Осадочные породы этого времени имеют мощность до 1500 м и более в северной части Западно-Сибирского бассейна. Наибольшая мощность отложений встречается в районе полуострова Ямал, хотя наиболее глубоководные фации продолжали скапливаться в Ханты-Мансийском регионе (рис. I.3.17). Латерально эквивалентные стратиграфические комплексы в центральной части бассейна достигают мощности 8001000 м, а к его границам их мощность плавно снижается до нуля. Морские отложения раннего аптского яруса были ограничены западно-центральной частью бассейна в то время, когда неокомская регрессия достигла своего максимума. Основное наступление моря на сушу началось в среднем и позднем апте и продолжалось до альбского времени. Сланцевые породы этого яруса, слагающие алымскую свиту, формировались по всему бассейну, после чего широко распространились морские и континентальные пески и сланцы покурской свиты аптского и сеноманского ярусов. Общий рисунок отложений грубо напоминает неокомский период, где темные сланцы доминируют в Ханты-мансийской впадине, а широкая зона береговой прибрежной равнины и песчаники, алевролиты и сланцы мелководного шельфа занимают центральную часть

70 oE

o

80 E

14 ROGTEC

I.3.3.2 Aptian, Albian, and Cenomanian Sedimentary rocks of this age are up to 1500 m or more thick in the northern part of the WSB, with the thickest sediments now being deposited in the region of the Yamal Peninsula, although the deepest-water facies continued to accumulate in the KhantyMansi region (Fig. I.3.17). The laterally equivalent stratigraphic units are 800-1000 m thick in central parts of the basin, thinning quite steadily to zero around the basin margins. Early Aptian marine deposition was restricted to the west-central part of the basin as the late Neocomian regression reached its greatest extent. A major transgression began during the mid- to late Aptian and continued into the Albian. During this transgression a regional shale unit, the Alym Suite, was deposited across the basin, followed by the widespread marine and continental sands and shales of the Aptian to Cenomanian Pokur Suite.

The general pattern of sedimentation was broadly similar to that of the Neocomian, with dark shales dominating in the Khanty-Mansi Trough, and a broad zone of coastal-plain and shallow-shelf sandstones, siltstones, and shales occupying central regions of the basin. Continental sandstones, shales, and red bed facies are widely developed along the eastern and southern basin margins. There appears to have been no repeat of the Neocomian clinoformal depositional system, however. o

90 E

www.rogtecmagazine.com

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

70 oE

60 oE

o

100 oE

o

80 E

90 E

75 oN

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

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

70 N

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

70 oN

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

NORIL’SK

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

VORKUTA

YAMBURG NAKHODKA IGARKA

65 oN

Ob

Мелководно-морская зона Shallow marine

Yenesei

Taz

SALEKHARD

o

Pu r

65 N

NADYM

Морской шельф Marine shelf

TARKO-SALE

Yen esei

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

Na

Taz

IGRIM

dym

o

60 N

Глубоководная морская зона Deep marine

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 oN

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

Ob

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

h

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

o

55 N TYUMEN

bo

l’

Ob

To

ISHIM

o

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

h

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

im

Ish

0

100

200

300

400

NOVOSIBIRSK

500

Kilometres o

o

100 E

60 oE

o

50 N o

50 N

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

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

70 E

o

90 E

Рисунок I.3.17: Западно-Сибирский бассейн – палеография раннего альбского яруса Figure I.3.17: West Siberian Basin - Palaeogeography Early Albian

бассейна. Континентальные песчаники, сланцы и красноцветные фации широко развиты вдоль восточной и южной границ бассейна. Однако похоже, что повторения неокомской клиноформной системы отложений не происходило. Повторная регрессия случилась во время позднего альба и продолжалась до сеноманского времени, когда континентальные, озерные и прибрежно-равнинные песчаники и сланцевые фации сдвинулись на запад, покрывая восточную, центральную и южную части бассейна, сложив широко распространившуюся верхнюю часть покурской свиты, формирующую очень важный газоносный пласт в северной части ЗападноСибирского бассейна. Доля песчаников достигает 70-80% в этом интервале на востоке и сокращается до 20-30% к западу от центра бассейна. www.rogtecmagazine.com

Regression occurred again during the Late Albian and continued into the Cenomanian, when continental, lacustrine, and coastal plain sandstone and shale facies shifted westward to blanket the eastern, central, and southern parts of the basin, depositing the widespread upper part of the Pokur Suite, which forms a very important gas reservoir over a large part of the northern West Siberian Basin. The proportion of sandstone reaches 70 - 80% over this interval in eastern parts of the basin, falling to no more than 20 - 30% to the west of the central basin.

I.3.3.3 Late Cretaceous (post-Cenomanian) These deposits are up to 1000 m or more thick in the northern basin, and 200-400 m over most of the central basin. A major transgression from the north occurred during the Turonian (Fig. I.3.20), and by mid-Late Cretaceous, the boreal marine West Siberian Basin had expanded to

ROGTEC 15

РАЗВЕДКА 70 oE

60 oE

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

o

o

80 E

100 oE

90 E

o

75 N

B lackbourn

o

75 N

Geological Services Ltd

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

70 oN

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

70 oN

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

NORIL’SK

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

VORKUTA

YAMBURG NAKHODKA

Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

IGARKA

o

65 N

Ob

Мелководно-морская зона Shallow marine

Yenesei

Taz

SALEKHARD

o

P ur

65 N

NADYM

Морской шельф Marine shelf

TARKO-SALE

Yenesei

Taz

IGRIM

ym

Nad

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf 60 oN

Глубоководная морская зона Deep marine

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 oN

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

Ob

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

h

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 oN TYUMEN

Tobo

l’

Ob

ISHIM

o

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

h

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

im

Ish

0

100

200

300

400

NOVOSIBIRSK

500

Kilometres

o

100 E

o

60 E

o

50 oN o

50 N

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

70 oE

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

90 E 80 oE

Рисунок I.3.20: Западно-Сибирский бассейн – палеография туронского яруса Figure I.3.20: West Siberian Basin - Palaeogeography Turonian

I.3.3.3 Поздний мел (после-сеноманское время) Мощность этих отложений на севере бассейна достигает 1000 м, а в большей части центра бассейна не превышает 200-400 м. Основное наступление моря на сушу с севера региона происходило в туронском ярусе (рис. I.3.20), а к середине позднего мела, бореальный морской ЗападноСибирский бассейн достиг своего максимального распространения. Местное море в позднемеловой период также соединялось с тетийским морем на юге через узкую тургайскую впадину на юго-западе бассейна (рис. I.3.22), к западу от Казахстанской возвышенности. Кузнецовская свита туронского яруса сложена преимущественно серыми и темно-серыми битуминозными глинистыми отложениями. В целом в позднемеловом отделе доминируют сланцы и аргиллиты. Намывание грубых обломочных

16 ROGTEC

its greatest extent. The Late Cretaceous sea was also connected with the Tethyan Ocean to the south at this time through the narrow Turgai Trough in the southwest of the basin (Fig. I.3.22), to the west of the Kazakhstan high.

The Turonian Kuznetsov Suite consists largely of grey and dark-grey bituminous argillaceous deposits.

The Late Cretaceous section as a whole is dominated by shales and claystones. Coarse clastic influx was greatly reduced at this time; the total proportion of sandstone barely exceeds 10%. Continental red beds were deposited in southern and southeastern parts of the basin, although they were less widespread than earlier in the Cretaceous. Regression occurred again from the late Campanian to the Danian, and land masses appeared along the eastern margin of the basin and in the vicinity of the Taimyr uplift (Figs. I.3.22). The basin retained its connection with the Arctic Ocean through a narrowing 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.

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

РАЗВЕДКА Горы и возвышенные плато (активная эрозия) Mountains and elevated plateaux (active erosion)

70 oE

60 oE

o

o

80 E

100 oE

90 E

o

75 N

B lackbourn

o

75 N

Geological Services Ltd

Эродирующая равнина или отсутствие результирующего осадконакопления Eroding plain or no net deposition Озерные фации Lacustrine facies Континентальные терригенные отложения (отсутствие дифференциации) Continental clastics (undifferentiated)

70 oN

70 oN

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

NORIL’SK

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

VORKUTA

YAMBURG NAKHODKA IGARKA

o

65 N Taz

Ob

Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

Yenesei

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

SALEKHARD

o

P ur

65 N

NADYM

Мелководно-морская зона Shallow marine

TARKO-SALE

Yenesei

Taz

IGRIM

ym

Nad

Морской шельф Marine shelf 60 oN

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 oN

NEFTEYUGANSK

Глубоководная морская зона Deep marine

Ob

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

h

UST’-TYM

Irtys

Аргиллитовые известняки позднего маастрихтского яруса Argillaceous limestones in Late Maastrichtian

LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 oN TYUMEN

Tobo

l’

Ob

ISHIM

o

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

h Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

im

Ish

0

100

200

300

400

NOVOSIBIRSK

500

Kilometres o

o

100 E

60 oE

50 oN o

50 N

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

o

70 E

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

80 E

Рисунок I.3.22: Западно-Сибирский бассейн – палеография маастрихтского яруса Figure I.3.22: West Siberian Basin - Palaeogeography Maastrichtian

пород в это время сильно сократилось, общая доля песчаника едва ли превышает 10%. Континентальные красноцветные отложения формировались в южной и юго-восточной частях бассейна, хотя распространены были меньше, чем в более ранний меловой период. Повторная регрессия произошла в поздне-кампанском ярусе и продолжалась до датского века, земельные массивы возникали вдоль восточной границы бассейна близ Таймырской возвышенности (рис.

I.3.22). Бассейн сохранил связь с арктическим океаном через сужающийся коридор на западе от Уренгоя. Глинистые известняки и суглинки распространились шире в центральной и южной части бассейна и относятся к маастрихскому ярусу. Континентальные и озерные отложения в Приуралье переслаивались морскими сланцами и глауконитовыми песчаниками.

18 ROGTEC

corridor west of Urengoi. Argillaceous limestones and marls became widespread in central and southern parts of the basin in the Maastrichtian. Continental and lacustrine deposits in the Pre-Urals region were interbedded with marine shales and glauconitic sandstones.

The connection with the Arctic Ocean was temporarily cut at the end of the Cretaceous, probably by the North Siberian Sill, but was restored again during the Palaeocene. At the same time the basin margins in the east and south became emergent.

I.3.4 Cenozoic I.3.4.1 Palaeocene and Eocene Palaeogene to Early Miocene sediments are 600 m or more thick in parts of the central and northern basin, reducing to less than 400 m over most of the remainder of the basin.

Sedimentary environments during the Palaeocene and www.rogtecmagazine.com

АРКТИКА: ПРОГРАММЫ CHUKCHISPAN | BEAUFORT SPAN |

EXPLORATION NE GREENLANDSPAN

ELSTER ADVERT

АРКТИЧЕСКИЕ ПРОГРАММЫ - ОБЩАЯ КАРТИНА. Арктика, на районы которой согласно оценкам приходится до одной трети мировых неразведанных запасов газа, обладает огромным потенциалом. С NE GreenlandSPAN™ - новым компонентом программы ArcticSPAN вы сможете заглянуть глубоко под океаническое дно этой пока еще малоисследованной области. NE GreenlandSPAN - первая программа, в которой используется новейшая технология морской съемки Intelligent Acquisition [IA]™, разработанная компанией ION специально для получения качественных сейсмических отображений в условиях полярных льдов предоставляет новейшие сейсмические данные общей протяженностью более 5,000 км, которые помогут вам снизить риски, связанные с разведкой, и принимать решения, лучше обеспеченные информацией.

Интерактивную карту программ BasinSPAN™ на базе Google Планета Земля вы найдете по адресу: iongeo.com/SPANS

www.rogtecmagazine.com

О программе BasinSPANS:: Ориентированность на совместную работу. Сейсмические исследования планируются совместно с геологами, геофизиками и экспертами по соответствующим регионам нефтяных компанийзаказчиков. Новейшие геофизические технологии. Геофизическая съемка производится с использованием самых современных технологий сейсмических источников, систем управления сейсмической косой, регистрации и обработки данных и от GX Technology - лидера в области технологий построения глубинных изображений. Изучение в масштабах бассейна. Программа BasinSPANS отличается тем, что сейсмические данные и их интерпретация относятся к нефтяным системам в целом, включая образование нефти, ее миграцию и механизмы образования ловушек, а также анализ термальной и тектонической эволюции бассейна.

ROGTEC 19

РАЗВЕДКА o

60 oE

Горы и возвышенные плато (активная эрозия) Mountains and elevated plateaux (active erosion)

o

70 E

o

80 E

100 oE

90 E

o

75 N

B lackbourn

75 oN

Geological Services Ltd

Эродирующая равнина или отсутствие результирующего осадконакопления Eroding plain or no net deposition Озерные фации Lacustrine facies o

70 N

Континентальные терригенные отложения (отсутствие дифференциации) Continental clastics (undifferentiated)

o

70 N

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

NORIL’SK

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

VORKUTA

YAMBURG NAKHODKA IGARKA

o

65 N

Yenesei

Taz

SALEKHARD

Ob

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

o

65 N

P ur

Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

NADYM

TARKO-SALE

Taz

IGRIM

Yenesei

Мелководно-морская зона Shallow marine

ym

Nad

Морской шельф Marine shelf

60 oN

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 oN

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

Глубоководная морская зона Deep marine

Ob

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

h

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 oN TYUMEN

Tobo

l’

Ob

ISHIM

o

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

h

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

im

Ish

0

100

200

300

400

NOVOSIBIRSK

500

Kilometres

o

100 E

o

60 E

50 oN o

50 N

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

o

70 E

Source: Belozerov, V. B. and Ivanov, I. A., 2003 90 oE 80 oE

Рисунок I.3.24: Западно-Сибирский бассейн – палеография палеоцена Figure I.3.24: West Siberian Basin - Palaeogeography Palaeocene

В конце мелового периода связь с арктическим океаном временно исчезла, вероятно благодаря северному сибирскому силлу, но снова восстановилась в палеоцен. В то же время стали возникать восточные и южные границы бассейна.

Eocene were dominated by shallow-marine shelf claydominated facies over most of the basin area (e.g. Bakieva, 2003). Coastal plain and continental sandstones were deposited on the eastern and southern basin margins (Fig. I.3.24).

I.3.4 Кайнозойская эра I.3.4.1 Палеоцен и эоцен Отложения палеогена и раннего миоцена в центре и на севере бассейна имеют мощность 600 м и более, сокращаясь до менее чем 400 м почти на всей остальной территории бассейна. Условия осадконакопления в палеоцен и эоцен доминировались преимущественно глинистыми фациями мелководного морского шельфа почти по всей территории бассейна (см. Бакиева, 2003). Прибрежно-равнинные и континентальные песчаники формировались на восточной и западной границах бассейна (рис. I.3.24).

The Palaeocene is known by some authors as the Tibeisansk Suite, whereas others include it in the overlying Lyulinvorsk Suite (e.g. Akhmet’ev et al., 2004).

20 ROGTEC

The southwestern connection with the Tethys Ocean through the Turgai Trough was restored during the Eocene, although the connection with the Arctic Ocean to the north had finally been cut off. The Lower Eocene is known as the Lyulinvorsk Suite. A unit of argillaceous diatomites within this suite (which is dominated by sandstones and claystones) is noted for its diapiric behaviour, especially in the northern part of the Urengoi www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION 70 oE

60 oE

Горы и возвышенные плато (активная эрозия) Mountains and elevated plateaux (active erosion)

o

o

80 E

100 oE

90 E

o

75 N

B lackbourn

o

75 N

Geological Services Ltd

Эродирующая равнина или отсутствие результирующего осадконакопления Eroding plain or no net deposition Озерные фации Lacustrine facies 70 oN

Континентальные терригенные отложения (отсутствие дифференциации) Continental clastics (undifferentiated)

70 oN

Аллювиальная равнина, угленосная Alluvial plain, coal-bearing

NORIL’SK

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

VORKUTA

YAMBURG NAKHODKA IGARKA

o

65 N

Yenesei

Taz

SALEKHARD

Ob

Delta top/coastal plain, interdistributary to shallow marine

o

65 N

P ur

Литоральная зона до мелководно-морской зоны Littoral to shallow marine

NADYM

TARKO-SALE

Taz

IGRIM

Yenesei

Мелководно-морская зона Shallow marine

ym

Nad

Морской шельф Marine shelf

60 oN

Глубокие участки морского шельфа Deeper parts of marine shelf

PODKAMMENAYA

Ob SURGUT

KHANTY-MANSIISK

60 oN

NEFTEYUGANSK LAR’YAK

NIZHNEVARTOVSK

Глубоководная морская зона Deep marine

Ob

STREZHEVOY ALEKSANDROVSK

Irtys

h

UST’-TYM

Ob TOBOL’SK

YENESEISK

NOV. VASYUGAN

LESOSIBIRSK

55 oN TYUMEN

Tobo

l’

Ob

ISHIM

o

55 N

KURGAN

TOMSK

KRASNOYARSK

h

Irtys PETROPAVLOVSK OMSK

im

Ish

0

100

200

300

400

NOVOSIBIRSK

500

Kilometres

o

100 E

60 oE

50 oN o

50 N

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

70 oE

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

90 E 80 oE

Рисунок I.3.26: Западно-Сибирский бассейн – палеография конца эоцена Figure I.3.26: West Siberian Basin - Palaeogeography End-Eocene

Некоторые авторы называют палеоцен тибейсанской свитой, в то время как другие считают его частью надлежащей люлинворской свиты (см. Ахметьев и др., 2004). Связь с тетийским морем на юго-западе через тургайскую впадину во время эоцена восстановилась, хотя в то же время связь с арктическим океаном на севере окончательно оборвалась. Нижний эоцен известен под именем люлинворской свиты. Комплекс глинистых диатомитов в этой свите (в ней преобладают песчаники и аргиллиты) известен своим диопировым характером, особенно в северной части уренгойского поля. Крупная площадь на юг от отметки 64° N начала несколько осаждаться, таким образом мелководный морской бассейн (бассейн Тавды) в центре Западно-Сибирской равнины сохранился. Севернее бассейна находилась низменная равнина www.rogtecmagazine.com

field. A large area to the south of 64° N began to subside gently, so that a shallow-marine basin (the Tavda Basin) persisted within the centre of the West Siberian plain. To the north of the basin was a lowland plain with localised areas of deposition and erosion, while marine deposits of the Tavda Suite accumulated within the basin (Fig. I.3.26). The Tavda Suite has been divided into two subsuites: the lower sub-suite is represented by greenish and grey-green laminated siltstones and montmorillonite clays with occasional sands and silts. The succession contains pyrite, shell fragments, fish remains and coaly detritus. It is 20-70 m thick.

The Upper Tavda Suite is similar in composition to the lower, although illite is present in addition to montmorillonite. The top of the Tavda Suite is irregular, apparently resulting from a stepped regression of the Tavda Sea.

ROGTEC 21

РАЗВЕДКА с локализованными зонами наноса и эрозии, в то время как морские отложения тавдинской свиты накапливались в самом бассейне (рис I.3.26). Тавдинская свита делилась на две подсвиты: нижнюю, представленную зеленоватыми и серо-зелеными слоистыми алевролитами и монтморрилонитовыми глинами с редким присутствием песков и илистых отложений. Сменные отложения содержат пирит, обломки раковин, остатки рыб и углистые отложения, их мощность составляет 20-70 метров. Верхний отдел тавдинской свиты по составу схож с нижним, хотя помимо монтмориллонитов здесь также присутствуют иллиты. Вершина тавдинской свиты нерегулярна, вероятно вследствие поэтапной регрессии тавдинского моря. Полинологические и другие исследования, хотя и скудные с палеонтологической точки зрения, позволяют датировать тавдинскую свиту средним и поздним эоценом (Волкова и Килькова, 1996; Ахметьев и др., 2004). Ранее считалось, что она относится к позднему эоцену и раннему олигоцену.

I.3.4.2 Олигоцен Отложения олигоцена и нижнего миоцена широко развиты в пределах Западно-Сибирского бассейна. Обычно они перекрываются толщей позднего неогена и четвертичными отложениями, хотя субаэральные отложения этого времени выходят на поверхность в речных долинах в нижнем течении Иртыша, реки Обь на севере от Ханты-Мансийска и в среднем течении реки Тавды. В начале раннего олигоцена, палеография западной Сибири претерпела фундаментальные изменения. Произошло резкое поднятие земной коры по всей северной Азии, что привело к постепенной регрессии моря и возникновению континентальных отложений. Восточные и северные районы бассейна поднялись в раннем олигоцене, а на севере бассейна на широте примерно 64° N сформировалась антиклиналь направлением с востока на запад. Эта спокойная складчатость, вероятно, была отдаленным эффектом столкновения индийского континента с Евразией. К середине олигоцена, бассейн был полностью изолирован от мирового океана и стал внутренним континентальным бассейном. Локализованные зоны оседания превратились в серию озерных бассейнов, питаемых водостоками с возвышенностей на востоке, юге и западе бассейна. Озерные заложения стали особенно преобладать в районе Ханты-мансийской впадины и в западной части Среднеобской области. Речно-озерные отложения начали формироваться, складывая атлымскую свиту. Как на глубине, так и

22 ROGTEC

Though palaeontologically sparse, palynological and other studies suggest that the Tavda Suite dates from the Middle and Late Eocene (Volkova & Kil’kova, 1996; Akhmet’ev et al., 2004). It had previously been dated as Late Eocene to Early Oligocene.

I.3.4.2 Oligocene The Oligocene and Lower Miocene are widely developed within the West Siberian Basin. They are usually blanketed by a thick cover of Late Neogene and Quaternary, although subaerially deposited sediments of this age outcrop within river valleys in the lower reaches of the River Irtysh, the River Ob north of Khanty-Mansi, and the middle reaches of the River Tavda.

There was a fundamental change in the palaeogeography of Western Siberia at the beginning of the Early Oligocene. The whole of northern Asia experienced irregular uplift, leading to a gradual marine regression and the onset of continental deposition.

Eastern and northern parts of the basin were uplifted during the early Oligocene, with an east-west-trending arch which developed across the basin north of a latitude of about 64° N. This gentle folding was probably a far-field effect associated with the collision of the Indian continent with Eurasia. By the mid-Oligocene the basin was completely cut off from the world ocean and had become a continental interior basin. Localised zones of subsidence became a series of lacustrine basins fed by streams emerging from uplands on the eastern, southern, and western sides of the basin.

Lacustrine deposits were particularly prevalent in the area of the Khanty-Mansi Trough and in the western part of the Middle Ob area.

Fluvio-lacustrine deposits began to be deposited, comprising the Atlym Suite. This suite is typically composed, both in wells and outcrop, of fine-grained white quartzose sandstones, interbedded in many sections with lenses and beds of poorly sorted quartzose clastics, up to very-coarse grained and often with coaly material, and with lenses and beds of illite and kaolinite clays. The Atlym Suite is 5-50 m thick, and it often infills an irregular top-Tavda topography. The base of the Suite is sharp, commonly with a bed of granule or pebble conglomerate. The upper boundary of the Suite is less sharp, and is marked by the gradual appearance of more common but laterally impersistent beds of clay and marl characteristic of the overlying Novomikhailovsk Suite. The transition marks a change from dominantly fluvial to lacustrine and swamp conditions. The Atlym and Novomikhailovsk suites together are dated as Early and Middle Oligocene. Towards the top of the Novomikhailovsk Suite are beds of brown coal, 5-10 m thick. They are particularly abundant towards the eastern flanks of the basin. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION в обнажениях на поверхности, эта свита сложена мелкозернистым белым кварцевым песчаником, во многих местах переслаивающимся линзами и слоями плохосортированных кварцевых обломочных пород, вплоть до очень крупнозернистых и зачастую включающих углистый материал, а также линзами и слоями иллита и каолинитовых глин. Атлымская свита имеет мощность от 5 до 50 метров и зачастую заполняет нерегулярную вершину тавдинской топографии. Фундамент свиты четкий, обычно обозначенный слоем зернистого или галечникового конгломерата. Верхняя граница свиты менее резкая и отмечена постепенным появлением более привычных, но плохо прослеживающихся по профилю слоев глины и глинистого известняка, характерного для вышележащей новомихайловской свиты. Этот переход отмечает смену доминирующих речных условий на озерно-болотные. Атлымская и новомихайловская свита обе датируются ранним и средним олигоценом. Ближе к верхней части новомихайловской свиты находятся буроугольные слои мощностью 5-10 м, особенно многочисленные на восточном фланге бассейна. Тектоническое движение в конце среднего олигоцена привело к формированию одного очень

Tectonic movements at the end of the Middle Oligocene led to the formation of a single very extensive lake surrounded by an alluvial plain, occupying the entire central region of Western Siberia.

Further tectonic movements at the beginning of the Late Oligocene led to the formation of a large enclosed lake, in which the Turtass Suite (or Zhuravsk Suite) accumulated, represented largely by finely laminated greenish-grey siltstones and thin sands. The Turtass Suite is dated on the basis of quite an abundant lacustrine flora and fauna as Late Oligocene. The upper parts of this suite, 50-75 m thick, outcrop in some river valleys and the cores of anticlines in various parts of the West Siberian Plain. The Turtass Suite, unlike the unconformably underlying Novomikhailovsk Suite (and the overlying Abrosimovka Suite), contains no coals.

The term Nekrasovsk Suite is used in places for the Oligocene of the WSB. At the end of the Late Oligocene the extensive Turtass depositional basin began to contract.

I.3.4.3 Neogene.

During the Early Miocene the lacustrine environment gave way gradually to swamps, with the accumulation

Источники воздуха – Аренда для морских проектов МЫ ПРЕДЛАГАЕМ:

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ:

• Воздух под очень высоким давлением в очень больших объемах

• Морская разведка • Получение сейсморазведочных данных на море

• Долгосрочная аренда оборудования по всему миру

• Подрядчики по геофизике и инженерным изысканиям

• Разработки и проектные работы

• Владельцы судов/представители

• Оборудование в контейнерах, на полозьях, в клетьях или на трейлера

• Частные/ Государственные нефтяные компании

• Логистика/Установка

• Производственное/ коммерческое применение

• Безопасность, обучение, кадры • Продажа, обслуживание, запчасти, ремонт, сервис

ПРОДАЖИ И СЕРВИС: Portland, Oregon

Houston, Texas Steve Reese - 214-738-0859

• SCUBA и воздух для дыхания • Воздух высокого давления/специальное п рименение

www.AlphaSeismicCompressors .com Тел.: 011-888-800-2232

info@AlphaSeismicCompressors.com

РАЗВЕДКА обширного озера, окруженного аллювиальной равниной, занимающей весь центральный регион Западной Сибири. Последующие движения тектонических плит в начале позднего олигоцена привели к формированию большого замкнутого озера, в котором сформировалась туртасская (или журавская) свита, представленная преимущественно тонкопереслаивающимися зеленовато-серыми алевролитами и тонким песчаником. На основании обильной озерной флоры и фауны, туртасскую свиту относят к позднему олигоцену. Верхняя часть этой свиты мощностью 50-75 м обнажается на поверхность в некоторых речных долинах и в ядрах антиклиналей в различных областях ЗападноСибирской равнины. В отличие от неровно подстилающей новомихайловской (и лежащей выше абросимовской свиты), туртасская свита не содержит углей. Местами для обозначения олигоценового отдела Западно-Сибирского бассейна используют термин “некрасовская свита”. В конце позднего олигоцена обширный туртасский осадочный бассейн начал сокращаться.

I.3.4.3 Неоген. Во время раннего миоцена, озерные условия постепенно сменились болотными и началось формирование торфяников и угля. Сформировавшиеся в результате озерные глины, переслаивающиеся бурым углем, представляют собой абросимовскую свиту (иногда называемую верхнетуртасской). Ориентировочно относящиеся к раннему миоцену, отдельные части свиты в разных районах кажутся различными по возрасту, хотя большинство их относят к аквитанскому ярусу (Волкова и др., 2002). Между отложениями абросимовской свиты и лежащей поверх нее бещеульской свиты, относящейся к среднему миоцену, наблюдается явный переход, соответствующий тектоническому омоложению, которое привело к возобновлению речных отложений. Бещеульская свита представлена прослоями желтого и белого кварцевого песчаника разной зернистости и коричневато-желтыми глинистыми прослойками. Заметное сокращение биологического разнообразия, как считается, было следствием охлаждения климата.

24 ROGTEC

of peat and coal. The resulting lacustrine clays interbedded with brown coal comprise the Abrosimovka Suite (sometimes called the Upper Turtass Suite). Although broadly of Early Miocene age, sections of the suite in different locations appear to differ in their precise age, although most are Aquitanian (Volkova et. al, 2002).

There is a clear break between the deposits of the Abrosimovka Suite and the overlying Middle Miocene Beshcheul’sk Suite, corresponding to a tectonic rejuvenation which resulted in renewed deposition of fluvial deposits. The Beshcheul’sk Suite is represented by interbeds of yellow and white quartz sands of varying grain size, and with brownish yellow argillaceous intercalations.

A marked reduction in biodiversity is thought to have corresponded with a cooling of the climate.

Younger Miocene and Pliocene deposits are quite widespread within Western Siberia. They are all continental formations, up to several tens of metres thick, and very variable in facies (Volkova et al., 2002; Muratov & Nevesskaya, 1986).

I.3.4.4 Quaternary Pleistocene glacial deposits form a very widespread, though generally thin, cover throughout the West Siberian Basin. The Middle Pleistocene Salekhardsk Suite and the Late Pleistocene Kazantsev and Zyryansk suites are recognised. Their great variability precludes any useful discussion here.

Более ранние отложения миоцена и плиоцена довольно широко распространены в западной Сибири. Все они континентального формирования, мощностью до нескольких десятков метров и сильно различаются по фациям (Волкова и др., 2002; Муратов и Невесская, 1986).

I.3.4.4 Четвертичный период Ледниковые отложения плейстоцена формируют широко распространенный, хотя и довольно маломощный покровный слой по всему ЗападноСибирскому бассейну. Признаны салехардская свита периода среднего плейстоцена и относящиеся к позднему плейстоцену казанцевская и зырянская свиты: их сильная нестабильность исключает возможность полезного обсуждения по этому вопросу. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 25

РАЗВЕДКА

Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы

The Bazhenov Suite: Unlocking the Potential И.С. Афанасьев, к.ф.-м.н., Е.В. Гаврилова, Е.М. Бирун (ОАО «НК «Роснефть»), Г.А. Калмыков, к.г.-м.н., Н.С. Балушкина (МГУ им. М.В. Ломоносова)

В настоящее время баженовская свита рассматривается как один из стратегически важных объектов для восполнения ресурсной базы нефтяной отрасли России. ОАО «НК «Роснефть» ведет промышленную эксплуатацию этих отложений на Салымском месторождении (ООО «РНЮганскнефтегаз») и планирует ее расширение. В 2010 г. в компании принята и реализуется Целевая Инновационная Программа (ЦИП) «Разработка технологий освоения карбонатно-глинистокремнистых толщ баженовской свиты». В рамках этой программы мы начинаем публикацию цикла статей, посвященных баженовской свите. В первой части цикла основное внимание будет уделено вопросам геологического изучения отложений, во второй – планируется рассмотрение проблем, связанных с технологиями освоения и разработки. Введение Баженовская свита (БС) является одним из наиболее изучаемых, но при этом наименее предсказуемых объектов нефтегазовой геологии в России. Достаточно сказать, что с начала изучения баженовской свиты прошло уже более 50 лет, более 10 % всех защищенных диссертаций по нефтяной геологии посвящено этим отложениям. Исследования

26 ROGTEC

I.S. Afanasiev, PhD, E.V. Gavrilova, E.M. Birun (OJSC NC “Rosneft”), G.A. Kalmykov, PhD, N.S. Balushkina (Lomonosov MSU)

The Bazhenov Suite is now considered as a strategically important asset in terms of prospects for the Russian Oil industry. Rosneft is currently developing these deposits in the Salymskoye project (LLC “RN-Yuganskneftegaz”) and is planning its expansion.

In 2010, the company adopted the Innovative Targeted Program (ITP) - “The Development of technology for reclamation of carboneous argilliferous siliceous mass of Bazhenov Suite”. As part of this program, we are starting a series of publications on the Bazhenov formation. The first part of this series will review the geology of these deposits, and the second will examine the problems that arise in connection with their development.

Introduction The Bazhenov Suite (BS) is one of the most studied, yet most unpredictable formations of petroleum geology in Russia. Suffice to say that it has been over 50 years since the Bazhenov Suite was first researched and over 10% of all petroleum geology papers have been dedicated to these formations. Research work is continuously underway and new publications and studies are issued, yet all this does not make this formation any more predictable.

Currently, over 70 deposits with industrial oil reserves are known to exist in the BS, but well drilling aimed at www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION проводятся постоянно, появляются новые публикации, однако это не делает баженовскую свиту более предсказуемой. В настоящее время известно более 70 месторождений с промышленными запасами нефти в БС, однако бурение скважин с целью получения гарантированного притока нефти даже в оконтуренных залежах по-прежнему проводится методом «дикой кошки». Месторождения нефти в БС открываются случайно, унифицированной методики подсчета запасов по пласту Ю0 нет. Поэтому вполне объяснимо, что и оценки запасов порой различаются более чем на порядок (от 600 млн. до 30 млрд. т). Опыт эксплуатации Салымского месторождения свидетельствует об отсутствии надежных технологий рентабельной разработки БС. Геология баженовской свиты Баженовская свита входит в состав одноименного горизонта. Отличительной чертой этого горизонта считается битуминозность пород. На большей части Западной Сибири баженовский горизонт, включая баженовскую и частично тутлеимскую, марьяновскую, даниловскую, яновстанскую и другие свиты, представлен битуминозными аргиллитами [1]. Латеральными аналогами БС по окраинам бассейна являются небитуминозные и слабобитуминозные породы соответствующих частей даниловской (на северо-западе), яновстанской (на северовостоке), марьяновской (на востоке и юге) и других свит. Породы собственно БС подстилаются прибрежноморскими и морскими отложениями абалакской или георгиевской свит, отражающих процессы постепенного затопления территории Западной Сибири в поздней юре. Перекрываются песчаноглинистыми клиноформными отложениями нижнего мела. Накопление пород в составе баженовского горизонта отвечало условиям максимальной позднеюрско-раннемеловой трансгрессии морского бассейна, площадь зеркала воды которого достигала 2 млн. км2. Возраст битуминозных пород различен. Западнее центрального поля развития отложений БС происходит последовательное омоложение битуминозных пород от титона до готерива. Эта информация дает представления о динамике развития баженовского бассейна, что необходимо учитывать при корреляции разрезов битуминозных пород и фациальных построениях. БС хорошо прослеживается по латерали и распространена на территории площадью более 1 млн. км2 при толщине от 10 до 60 м (в среднем 30 м). В некоторых случаях, в так называемых «аномальных разрезах» БС, толщина достигает 100 м и более. www.rogtecmagazine.com

guaranteed production of oil even within the limits of contoured proven fields is still done by wild cat drilling.

Oil deposits in BS are discovered by chance, there is no unified method of reserves calculation for Ju0 bed. That explains why the estimation of reserves sometimes varies by orders of magnitude ranging from 600 mln upto 30 bln. t. Operational experience at the Salymskoye deposit indicates of the absence of reliable technologies for profitable development of BS. Geology of the Bazhenov Suite The Bazhenov Suite is part of the layer with the same name. Bituminosity of the rock is considered to be the horizon’s distinctive feature. For the larger part of Western Siberia, the Bazhenov horizon, including Bazhenov Suite and, partly, Tutleim, Maryan, Danilov, Yanovstan and other formations, are represented with bituminous argillites [1].

Lateral analogues of the BS in the outskirts of the Suite are non-bituminous and low-bituminous rock of the respective parts of the Danilov (north-west), Yanovstan (north-east), Maryan (east and south) and other formations. BS rock itself is underlain with littoral and marine sediments of the Abalak and Georgievsk formations, which reflect the processes of the gradual marine incursion of Western Siberia during the late Jurassic period.

They are overlayed with sandy-argillaceous clinoform sediments of the lower Cretaceous. Accumulation of rock within the Bazhenov horizon corresponded to the conditions of maximal transgression of the sea Suite during late Jurassic – early Cretaceous period, when the water surface area was as large as 2 mln. sq. km.

Bituminous rock varies in age. To the west of the central BS sediments development, bituminous rock is gradually younger, from Tithonian to Hauterivian. This information shows the dynamics of Bazhenov Suite development, which should be considered when correlating bituminous rock sections and facies construction.

The BS is well traced by lateral and spreads over 1 mln sq. km in area, 10 to 60 m in thickness (average 30 m).

In some cases, referred to as “anomalous sections”, thickness of Suite reaches 100 m and more.

Deposits grow deeper from southern parts of WestSiberian plate to the northern. Formation roofs lie at 600 m minimum, 3800 m maximum.

The bituminous and organic-rich rock is often referred to as “black shale”, but relating to BS, “bituminous argillite” serves as the established term: it was initially used to outline the significant difference of BS rock from the host rock [2].

The lithology of BS is determined by ratio of biogenic and terrigenous constituents (fig. 1). Biogenic components

ROGTEC 27

РАЗВЕДКА Глубины залегания отложений возрастают в направлении от южных частей Западно-Сибирской плиты к северным. Минимальные отметки кровли составляют 600 м, максимальные – 3800 м. Для битуминозных и обогащенных органическим веществом пород часто используется термин «черные сланцы» (black shales). Применительно к БС устоявшимся термином остается «битуминозный аргиллит». Термин этот изначально использовался для того, чтобы подчеркнуть существенное отличие пород БС от вмещающих [2].

Рис. 1. Минерально-компонентная модель баженовской свиты (район деятельности ООО «РН-Юганскнефтегаз») Fig. 1. Mineral component model of the Bazhenov Basin (operations area of LLC “RN-Yuganskneftegaz”)

Состав пород БС определяется соотношением биогенной и терригенной составляющих (рис. 1). К биогенной составляющей относятся кремнезем, слагавший скелеты и раковины организмов, кероген, который в некоторых случаях может занимать большую часть объема породы, иногда также породообразующее значение приобретает карбонатный материал. Карбонатные породы в составе БС могут быть нескольких типов. К первичным биогенным относятся карбонаты, слагающие остатки пелеципод, фораминифер, гастропод, теутид, кокколитофорид и пеллетовых образований [3]. Это могут быть органогенные постройки позднеюрского и раннемелового возраста, которые формировались в наиболее мелководных частях существующего в то время морского бассейна. Карбонатные породы могут являться вторичными по отношению к первичным биогенно-кремнистым. Биоморфная структура пород при карбонатизации сохраняется, но кремнистый состав меняется на карбонатный. Вторичные карбонаты являются продуктами хемогенного замещения.

28 ROGTEC

are silica originated from organic skeletons and shells, kerogen which in some cases may take up the larger part of the rock mass; carbonaceous material may also bear rock-forming significance. Carbonaceous rock within BS may be of few different types. Primary biogenic carbonates are those remnants of pelecypodae, foraminifers, gastropods, teuthidae, coccolithophorae and pellet formations [3]. These could be organic formations of the late Jurassic and early Cretaceous age, which formed in shallow areas of the sea Suite which existed at that time. Carbonaceous rock could be secondary in relation to the primary biogenic siliceous rock. Biomorphic rock structure during carbonatization remains, but the silicate composition changes to carbonaceous. The secondary carbonates are products of chemogenic replacement.

Fragmental material is mainly represented with argillaceous minerals, which were removed into the Suite from the adjacent land areas - the Ural plane on the west and the middle Siberian plane on the east, the Kazakh highlands on the south and the Altay-Sayan highlands on south-western edge of the plate (fig. 2). The remote location of the displacement sources from the central part of paleoSuite determined the income of terrigenous material into the central part of the Suite, primarily as part of argillaceous fraction.

Pyrite is also a stable component of the rock. With that, pyritization of a few stages is identified. Earlier generated pyrite is present in finely dispersed and forms tight organic mineral complexes with kerogen. Pyrite of later generation is unevenly developed and forms interlayers and lentils few centimeters in size.

In the general case, organic matter of BS, which in some interlayers reaches 60% of volume and more, has a primary nature and is related to vital activity of phytoplankton, algae organisms and surface vegetation.

With that, marine sapropel matter (primarily skeletonless organisms – bacterial and algal) is most typical for the central areas of the Suite, whereas closer to its edges, share of surface organic matter increases. These conclusions are proved both by coal petrography and geochemical methods. Remainders of vitrinite are typical for outlying regions of BS sediments. The characterizing feature is increased organic content of the rock from the Suite base up towards its roof.

Along with high content of organic matter in the rock, increased concentration levels of many elements are also determined, such as Mo, U, V, Cu, Zn, Ni, As, Sb, Se, Ag, Au, Ba, Br. Their distribution along the section correlates with that of organic material. This increased concentration of microelements are normally explained by concentrating capacity of plankton life that had inhabited the ocean waters [4]. While describing the BB rock, the authors had found remnants of bivalve benthos organisms in many areas (fig. 3). www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 29

РАЗВЕДКА It is presumed that conditions of sedimentation in the Bazhenov Suite where characterized with sulphureous contamination of bottom waters. However, the first discoveries of burrow traces in high-carbon Bazhenov rock (Corg=10.5%) in the south-east of the plate near the Tomsk region signify that “we must concede the presence of areas with low oxygenation below the sedimentation surface – water in abyssal troughs at the bottom of Bazhenov sea” [5]. Discovered traces of burrow organisms, remnants of benthos fauna and various geochemical indicators show that at least periodically, near-bottom layers of the Bazhenov sea were free of sulphureous contamination. The authors believe that the Bazhenov sea was rather shallow. Its indication is the difference in deposit depths of undoform and fondoform parts of Achim clinocyclites (200-300 m), which filled the Suite later.

Рис. 2. Палеогеографическая карта Западной Сибири в поздневолжское время [3]: палеогеографические обстановки: 1 – плато, нагорья, горные области (более 600 м); 2 – области денудации (холмистое плато) (200-600 м); 3 – аллювиально-озерно-болотная равнина (до 200 м); 4 – марши, лагуны; 5 – верхняя сублитораль; 6 – средняя сублитораль; 7 – нижняя сублитораль; 8 – псевдобатиаль; границы: 9 – Западной Сибири; 10 – битуминозных отложений; 11 – аномальные разрезы; органические остатки: 12 – кокколитофориды; 13 – радиолярии; 14 – белемниты; 15 – аммониты; 16 – двустворчатые моллюски; 17 – фораминиферы Fig. 2. Paleo-geographic map of Western Siberia in late Volgian period [3]: paleogeographic situations: 1 – plateaux, highlands, mountain areas (over 600 m); 2 – denudation areas (hilled plateau) (200-600 m); 3 – alluvial-lymnetic-swampy plane (up to 200 m); 4 – marshes, lagoons; 5 – upper sublittoral; 6 – medium sublittoral; 7 – lower sublittoral; 8 – pseudo-bathyal zone; borders: 9 – of Western Siberia; 10 – of bituminous sediments; 11 – anomalous sections; organic fossils: 12 – coccolitoforae; 13 – radiolariae; 14 – belemnites; 15 – ammonites; 16 – bivalve mollusks; 17 – foramineferae

30 ROGTEC

Oil bearing capacity The history of combined development of Bazhenov and Abalak complex of BS deposits in the central part of Western Siberia proves its distinction from traditional reservoir development. Above all, the following features should be noted: » Uneven distribution of wells with high initial flow rate across the area, and the rate may vary a significantly from a few tons per day to few hundred. » Wells with oil inflow are characterized (though not always) by high temperatures and anomalously high formation pressure (AHFP), which may exceed hydrostatic pressure by 1.8 times. This signifies, firstly, of significant oil reserves which led to autofluidal fracturing of the reservoir and an increase in pressure, and, secondly, of a potentially high oil recovery factor (ORF). » Significant increase in well flow rate after hydrofracturing (HF). » Quite steep productivity decline: during the space of a year the flow rate may drop significantly. With that, inflows of the main producing reservoir, CB1 (Carbonaceous bed), at Bazhenov-Abalak formation at the Salymskoye deposit may be sustained at 10 t/day level for a few decades.

According to the analyses of hydrodynamic research (HDR) on the wells of Salymskoye deposit conducted

by S.G. Volpin and L.V. Zakrichniy (OJSC “VNIIneft”), the BB should be considered as stratum composed of reservoir intervals, which feed oil from the reservoir into the well and a matrix which feeds oil into these reservoir intervals. These conclusions were announced in the report “Determination of reservoir types in sediments of the Bazhenov Suite based on HDR data (Salymskoye deposit)” during the work seminar “Oil and gas bearing capacity of Bazhenov Suite sediments: problems and solutions” (CSTC OJSC “NC Rosneft”, Moscow, December 18, 2008). Based on the assessment of S.G. www.rogtecmagazine.com

Обломочный материал представлен в основном глинистыми минералами, которые сносились в бассейн с прилегающей суши: Уральской равнины на западе, Средне-Сибирской равнины на востоке, Казахской возвышенности на юге и Алтае-Саянской возвышенности на юго-западном окончании плиты (рис. 2). Удаленность источников сноса от центральных частей палеобассейна определила поступление терригенного материала в центральную часть бассейна преимущественно в составе глинистой фракции. Пирит также является постоянным компонентом пород. При этом установлена пиритизация нескольких стадий. Пирит более ранней генерации присутствует в тонкодисперсной форме и образует прочно связанные с керогеном органоминеральные комплексы. Пирит более поздней генерации развит неравномерно и образует прослои и линзы толщиной в несколько сантиметров. В общем случае органическое вещество БС, количество которого в отдельных прослоях достигает 60 % и более по объему, имеет первичную природу и связано с жизнедеятельностью фитопланктона, водорослевых организмов и наземной растительности. При этом преимущественно морское сапропелевое вещество (в первую очередь, бесскелетные организмы – бактериальные и водорослевые) характерно для центральных областей бассейна, тогда как при приближении к окраинным частям в составе органического вещества фиксируется увеличение доли наземной гумусовой органики. Эти выводы подтверждаются как углепетрографическими, так и геохимическими методами. Остатки витринита характерны для окраинных районов распространения отложений БС. Характерной особенностью является увеличение содержания в породах органического вещества от подошвы свиты к кровле. Наряду с высокими содержаниями органического вещества в породах установлены повышенные концентрации многих элементов: Mo, U, V, Cu, Zn, Ni, As, Sb, Se, Ag, Au, Ba, Br. Распределение их по разрезу коррелирует www.rogtecmagazine.com

РАЗВЕДКА с распределением органического вещества в породах. Повышенные содержания микроэлементов чаще всего объясняют концентрационной функцией планктонных организмов, заселявших водную толщу [4]. При описании пород БС на многих площадях авторами обнаружены остатки двустворчатых бентосных организмов (рис. 3). Считается, что условия осадконакопления в баженовском бассейне характеризовались сероводородным заражением придонных вод. Однако первые находки следов илоедов в высокоуглеродистых (Сорг = 10,5 %) баженовских породах на юговостоке плиты в районе Томской области свидетельствуют о том, что «приходится допускать наличие участков со слaбым кислородным насыщением ниже поверхности осадок – вода в глубоководных впадинах на дне баженовского моря» [5]. Находки следов зарывающихся организмов, остатки бентосной фауны, различные геохимические показатели указывают на, по крайне мере, периодическое отсутствие условий сероводородного заражения в придонных слоях баженовского моря. По мнению авторов, баженовское море было относительно мелководным. Об этом свидетельствуют разности глубин залегания ундоформенной и фондоформенной частей ачимовских клиноциклитов, заполнивших бассейн позднее, которые составляют 200-300 м. Нефтеносность История совместной разработки баженовскоабалакского комплекса залежей БС в центральной части Западной Сибири показывает, что она отличается от разработки традиционных коллекторов. Прежде всего необходимо отметить следующие особенности. » Неравномерное по площади распределение скважин с высоким начальным дебитом. Причем разница в дебитах может составлять два порядка: от первых тонн в сутки до нескольких сотен. » Скважины с притоками нефти характеризуются (но не всегда) повышенными температурами и аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которое может превышать гидростатическое в 1,8 раза. Это свидетельствует, во-первых, о наличии значимых запасов нефти, приведших к автофлюидоразрыву пласта и повышению давления, во-вторых, о потенциально больших коэффициентах извлечения нефти (КИН) на упругом режиме разработки. » Существенное увеличение дебитов скважин после проведения гидроразрыва пласта (ГРП). » Достаточно резкий спад производительности скважины: в течение года дебит может снизиться на порядок. При этом притоки из основного

32 ROGTEC

Volpin, oil-producing intervals account for 30% and matrix for 70% of oil production.

The main objective for the study of oil bearing capacity is obtaining information on the oil producing zones of the Suite. Having had no opportunity to study them from core sampling, the geologists had developed about ten models, which would explain the reservoir type and processes of its formation. Unfortunately, none of these have proven reliable so far. At the same time, analysis of formation mechanisms for BB rock capacity is impossible without the creation of a proper geological sediments model which would consider a variety of factors, the main ones being the processes of transformation of themineral and organic rock during the collection of sediments, diagenesis and katagenesis. Another complicating issue is the formation of fractures and colmation during technogenic intervention to the rock while drilling and raising core columns to the surface. The task of determining and correlating rock types is even further complicated by the fact that BB sections characterized by the core vary significantly even in neighboring wells. The sediments containing commercial oil deposits which have a “non-traditional” composition of reservoir rock, require specially developed methods of study. Such complex methodology does not exist at this time.

Oil producing zones of the BB have limited distribution across the area and are uneven across the section, their thickness being from the first few tens of centimeters to a few meters. Studying these intervals presents a problem due to the fact that fractured, foliated rock is practically impossible to extract as full core samples: they crumble and come out as sludge or rock fragments. Therefore studying these oil producing intervals from core samples is impossible, and their permeability and porosity properties (PPP) can only be assessed based on geophysical survey (GPHS) data. Moreover, permeability evaluation can only be done by hydrodynamic research (HDR) data.

The main issue of developing oil deposits in the BB is the low ORF. Currently, the oil recovery factor from the reservoirs of theJu0 bed of Bazhenov Suite at Salymskoye deposit, calculated based on unobvious method is about 7%. Increasing oil recovery remains the main issue for the Bazhenov Suite. With that in mind, the primary interest lies in already formed oil deposits, which could be extracted using “traditional” methods. At a later stage, development focus could shift to mining the entire bed charged with oil during thermal destruction of kerogen.

Deliverability Fractured cavernous carbonaceous sediments could be the primary producing intervals of Bazhenov-Abalak formation. The second type of reservoir could be fractured or foliated bazhenovites, formed primarily with kerogen and silica. The porosity of these beds, based on various www.rogtecmagazine.com

продуктивного пласта КС1 (карбонатный слой) баженовско-абалакского комплекса на Салымском месторождении могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут. Согласно анализу данных гидродинамических исследований скважин на Салымском месторождении, проведенных С.Г. Вольпиным и Л.В. Закриничным (ОАО «ВНИИнефть»), БС следует рассматривать как толщу, состоящую из интервалов коллекторов, отдающих нефть из пласта в скважину, и матрицы, отдающей нефть в интервалы-коллекторы. Эти выводы прозвучали в докладе «Определение типа коллектора в отложениях баженовской свиты по данным ГДИ (Салымское месторождение)» на рабочем семинаре «Нефтегазоносность отложений баженовской свиты: проблемы и решения» (КНТЦ ОАО «НК «Роснефть», Москва, 18 декабря 2008 г.). По оценкам С.Г. Вольпина, нефтеотдающие интервалы обеспечивают 30 %, матрица – 70 % добычи нефти.

Westfalia Separator® CrudeMaster

Нефтяники обожают ее

Основной задачей при изучении нефтеносности является получение информации о нефтеотдающих интервалах БС. Практически не имея возможности изучить их на керне, геологи разработали около десятка моделей, объясняющих тип коллектора и процессы его образования. К сожалению, пока ни одна из них надежно не подтвердилась. В то же время анализ механизмов образования емкости пород БС невозможен без создания корректной геологической модели отложений, учитывающей множество факторов. Среди них главные – процессы преобразования минеральной и органической пород при накоплении осадка, диаи катагенезе. Осложняющим фактором являются образование трещин и кольматация при техногенном воздействии на породу при бурении и подъеме колонки керна на поверхность. Задача определения и корреляции типов пород осложняется также тем, что разрезы БС, охарактеризованные керном, значительно различаются даже в соседних скважинах. Вмещающие промышленные скопления нефти отложения, имеющие «нетрадиционный» состав пород-коллекторов, требуют специально разработанных методик их изучения. Такой комплексной методики в настоящее время нет. Нефтеотдающие интервалы в БС имеют ограниченное распространение по площади, распределены в разрезе неравномерно, их толщина составляет от первых десятков сантиметров до первых метров. Проблема исследования нефтеотдающих интервалов заключается в том, что трещиноватые, листоватые породы при бурении практически невозможно извлечь на поверхность в виде целых образцов керна: www.rogtecmagazine.com

Выставка International Oil & Gas 21 – 24 ИЮНЯ 2011, МОСКВА, РОССИЯ Экспоцентр, стенд 1614

Liquids to Value GEA Mechanical Equipment

GEA Westfalia Separator Group Werner-Habig-Straβe 1 · 59302 Oelde (Германия) Телефон: +49 2522 77-0 · Факс: +49 2522 77-1778

www.westfalia-separator.com

РАЗВЕДКА они обычно крошатся и выносятся в виде шлама или небольших обломков пород. По этой причине изучение нефтеотдающих интервалов на керне практически невозможно, а оценить их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) можно только по данным промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин. Причем оценка проницаемости может быть проведена только по данным гидродинамических исследований (ГДИ). Проблема разработки залежей нефти в БС заключается в низком КИН. В настоящее время коэффициент извлечения нефти из пласта Ю0 баженовской свиты Салымского месторождения из запасов, подсчитанных на основании неочевидной методики, составляет около 7%. Основным при разработке баженовской свиты остается вопрос увеличения КИН. При этом в первую очередь интерес представляют уже сформировавшиеся залежи нефти, из которых ее можно извлечь «традиционными» методами. В дальнейшем объектом разработки может являться вся толща, насыщаемая нефтью при термической деструкции керогена. Продуктивность Отдающими интервалами в баженовско-абалакском комплексе прежде всего могут быть трещиннокавернозные карбонатные отложения. Вторым типом коллектора могут быть трещиноватые или листоватые баженовиты, сложенные преимущественно керогеном и кремнеземом. Пористость этих пластов, по оценкам разных авторов, может достигать 20 % при проницаемости, превышающей 1 мкм2 (сообщающиеся хорошо раскрытые трещины). При этом пористость матрицы составляет единицы процентов (обычно 1-2 %), не превышая 5 % (один образец из 200 исследованных авторами). Ознакомившись с разрезами БС в центральной и западной частях ее распространения, данными о продуктивности, результатами ПГИ, учитывая огромный опыт предыдущих исследований, авторы пришли к выводу, что наиболее перспективным объектом являются карбонатные прослои, протяженность которых может составлять несколько километров. На Большом Салыме к ним относится пласт КС1, расположенный в пограничной зоне между отложениями абалакской и баженовской свит. К северу от Большого Салыма, на Сургутском и Красноленинском сводах такие пласты встречаются в самой толще БС и идентифицируются как первично карбонатные (водорослевые, ракушняковые банки) или вторично-карбонатизированные пласты. В разрезе БС можно выделить несколько интервалов, где кремнистые породы подверглись частичной или полной карбонатизации. Лучше всего по площади прослеживается карбонатный прослой, приуроченный

34 ROGTEC

evaluations, could reach 20% permeability exceeding 1 mkm2 (well open connected fractures). With that, porosity of the matrix measures in single percents (usually 1-2%), not exceeding 5% (one sample of 200 tested).

Having reviewed BB sections for the central and western part of its distribution, deliverability data, GPHR results and considering the enormous experience of earlier studies, the authors came to conclusion that most prospectives are carbonaceous interlayers, which can reach a few kilometers in length. At Bolshoi Salym they are represented by the CB1 bed, located on the border zone of the Abalak and Bazhenov Suite sediments. To the north of Bolshoi Salym, at the Surgut and Krasnoleninskiy highs, such beds can be found within BB stratum itself, and are identified as primary carbonaceous (algae, shelly hursts) or secondary-carbonated beds.

On this BB section, a few intervals may be identified where silicate rock underwent complete or partial carbonatization. The carbonaceous interlayer best traced across the area is the one confined to the limits of the upper and lower parts of the Suite, which differ greatly in density due to varying kerogen content.

Density features of these parts of the Suite allow for indication of fringes based on seismic data. Determination of carboneous bodies’ nature is a very important factor in forecasting their distribution.

Age and formation timing of organogenic carboneous formations may vary depending on the time of maximum transgression of the sea Suite. That’s why prospecting and distribution forecasting for carboneous rock must be done based on lithology-and-facies research. After conducting this research, patterns for alteration of lithological composition should be determined and assessed. In general, these patterns are apparent from an increased share of terrigenic (argillic) content in nearbottom and near-top parts of the bazhenov Suite and a rise of generational potential upwards the section.

Rocks with dominating siliceous and carboneous composition are potential reservoirs with fractured and porous-fractured capacity type. These are more predisposed to the formation of fractures due to tectonic movement or other influences expressed in a sudden decrease of pressure and a change of stress condition of this rock. Evidence of such influence can be seen on the core samples (fig. 4).

To evaluate the section properties in regards to which rock and at which initial conditions should undergo hydrofracturing, it’s necessary to characterize the section on stress-strain properties of its composing rock types, for which a study of rock in conditions of non-uniform compression is needed. The collection of core samples www.rogtecmagazine.com

к границе верхней и нижней частей БС, которые существенно различаются по плотности, что обусловлено различным содержанием керогена. Плотностные характеристики этих частей свиты позволяют выявлять границу по данным сейсморазведки. Выяснение природы карбонатных тел – очень важный фактор для прогноза их распространения. Возраст и время формирования органогенных карбонатных построек могут различаться в зависимости от времени максимальной трансгрессии морского бассейна. Поэтому поиск и прогноз распространения карбонатных пород необходимо проводить на базе литолого-фациальных исследований. После проведения литологофациального анализа необходимо оценить и установить закономерности изменения литологического состава. В общем виде эти закономерности проявляются в увеличении доли терригенной (глинистой) составляющей в прикровельной и приподошвенной частях БС и повышении генерационного потенциала вверх по разрезу. Породы, которые имеют преимущественно кремнистый и карбонатный состав, являются потенциальными коллекторами с емкостью трещинного и порово-трещинного типа. Они наиболее предрасположены к образованию трещин в результате тектонических движений или иных воздействий, выразившихся в резком снижении пластового давления и изменении напряженного состояния этих пород. Признаки такого воздействия можно наблюдать на керне (рис. 4). Для оценки свойств разреза, с точки зрения того, какие породы и при каких начальных условиях следует подвергать гидроразрыву, необходимо охарактеризовать разрез по упруго-прочностным свойствам слагающих пород. Для этого следует провести исследования пород в условиях неравномерного сжатия. Коллекция керна должна включать все основные типы пород, особое внимание необходимо обратить на кремнистые и карбонатные разности. Ожидается, что последние будут наиболее хрупкими и разрыв их сплошности произойдет при меньших внешних давлениях. Такая информация необходима как для проектирования дизайна ГРП, так и для оценки работы пласта в целом. Основные подходы к разработке баженовской свиты При наличии значимых запасов следующим ключевым фактором является проницаемость пласта. В настоящее время главным механизмом, обеспечивающим приток флюида в скважины баженовской свиты, является фильтрация нефти через систему естественных протяженных трещин пласта. Однако естественная трещиноватость развита слабо, а проницаемость матрицы находится в пределах 0,001-10-3 мкм2. Возможно, именно этим объясняется отсутствие притока в скважинах с явно нефтенасыщенным керном. В связи с отмеченным основной технологической задачей разработки БС является создание вторичной проницаемости нефтенасыщенной матрицы за счет плотной системы наведенных трещин. Это обеспечивает технология бурения горизонтальных скважин с множественными ГРП. Подобная технология успешно и широко используется в США для добычи сланцевого газа из пластов – аналогов БС. В России данная технология не применялась. При этом основной задачей ГРП является обеспечение интенсивного растрескивания пласта, создание вторичной проницаемости в зоне дренирования скважины. Для успешного применения данной технологии и определения оптимальных дизайнов ГРП необходимо точное определение геомеханических свойств пласта на основе создания корректных геомеханических моделей. www.rogtecmagazine.com

РАЗВЕДКА should include all major types of rock, with special attention paid to siliceous and carboneous variations. It is expected that the latter may be more fragile and fracturing their entirety will be possible with a lower external pressure. This information is necessary both for the design of HF and the evaluation of the formation in general.

Principal ways of approaching the development of Bazhenov Suite In the presence of significant Рис. 4. Густая сеть техногенных трещин, развитых на «горбушке» reserves the next key factor is керна (а), и отсутствие трещины внутри керна (б) reservoir permeability. At this time the main vehicle providing the inflow Fig. 4. Thick network of technogenic fractures found on core end pieces (a) of fluid into the wells of Bazhenov and absence of fractures inside the core (b) Suite is the filtration of oil through a system of naturally extended Заключение fractures of the reservoir. However, the natural fracturing Несмотря на кажущуюся изученность, баженовская is poorly developed and permeability of the matrix is only свита остается непознанным объектом как для about 0.001x10-3 mkm2. This is possibly the reason for геологов, так и для разработчиков. Современные lack of well migration with apparently oil-saturated core. характеристики отложений определяются совокупным действием множества факторов, поэтому авторы Considering the above, the main technological objective считают необходимым обозначить круг наиболее in developing the area is to create a secondary oilактуальных в настоящее время вопросов, поиску saturated matrix through a dense system of induced решения которых будет посвящена в дальнейшем fractures. This is done by drilling horizontal wells with научно-исследовательская работа в рамках Целевого multiple HF. Similar technology is widely and successfully Инновационного Проекта: used in the USA for shale gas mining from beds similar » модель коллектора: вещественный состав, to those in the Bazhenov Suite. This technology has not петрофизические свойства и закономерности; been used in Russia. Thus the main objective of HF is » содержание подвижной нефти: методика inducing an intensive fracturing of the bed and creating определения и оценки запасов; secondary permeability within the well drainage area. » технологии локализации продуктивных зон: закономерности распределения, возможности For the successful application of this technology and the современных дистанционных методов и determination of optimal HF design, precise assessment технологий регионального прогноза; of geomechanical properties for the bed based on proper » механико-прочностная модель: методика rock models is necessary. определения параметров и технология моделирования; Conclusion » выбор оптимальных технологий разработки: Despite appearing well-studied, the Bazhenov Suite ГРП, химические, тепловые и другие методы, а remains an unknown quantity for geologists as well as for также пиролиз. operators. Modern studies are determined by the joined influence of a number of factors, therefore the authors deem Список литературы it necessary to define a range of important issues, for which 1. Решение 6-го межведомственного clarification will be sought after further research work has стратиграфического совещания по рассмотрению been performed within the Targeted Innovative Project: и принятию уточненных стратиграфических » reservoir modeling: material constitution, petrophysical схем мезозойских отложений Западной Сибири. properties and patterns; – Баженовский горизонт Западной Сибири. – » movable oil content: methods of determination and Новосибирск, 2003 г. reserves estimation; 2. Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г, Захаров В.А. » technologies for the location of producing zones: Баженовский горизонт западной Сибири. patterns of distribution, capabilities of modern remote Новосибирск. – М.: Наука, 1986. – 216 с. action methods and technologies of regional forecasting;

36 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION 3. О генезисе карбонатов в составе баженовской свиты центральных и юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты/ Е.А. Предтеченская, Л.А. Кроль, Ф.Г. Гурари [и др.]// Литосфера.

– 2006. – №4. – С. 131-148.

4. Захаров В.А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии. В сб. Эволюция биосферы и биоразнообразия. – М.: Товарищество научных изданий КМК, 2006. – С. 552-568.

5. Зaхapoв B.A., 3aнин Ю.H., 3aмиpaйлoвa A.Г. Первая находка следов жизнедятельности в высокоуглеродистых черных сланцах баженовской свиты Западной Сибири//Геология и геофизика.

– 1998. – Т. 39. – №3. – С. 402-405.

» mechanical-stress model: methods for determining parameters and modeling technologies; » selection of the optimal development method: HF, chemical, thermal etc, and also pyrolysis.

List of Literature 1. Resolution of 6th interdepartmental stratigraphic conference on review and approval of revised stratigraphic diagrams for Mesozoic sediments of Western Siberia.

– Bazhenov horizon of Western Siberia. Novosibirsk, 2003.

2. Braduchan Y.V., Gurary F.G., Zakharov V.A. Bazhenov horizon of Western Siberia. Novosibirsk. – M.: Nauka, 1986 – p. 216.

3. On the genesis of carbons within Bazhenov Suite of central and south-eastern regions of Western Siberian plate. / E.A. Predtechenskaya, L.A. Krol, F.G. Gurary [and others]. //Litosfera, 2006, #4. P. 131-148.

4. Zakharov V.A. Formation conditions of Volga-Berriasian high-carbon Bazhenov Suite in Western Siberia based on paleoecology data. From collected works “Evolution of biosphere and biodiversity”. – M.: Scientific publications partnership KMC, 2006. P. 552-568.

5. Zakharov V.A., Zanin Y.N., Zamiraylova A.G. First discovery of traces of vital activity in high-carbon black shales of Bazhenov Suite in Western Siberia//Geology and Geophysics, 1998. V. 39. – #3. – P. 402-405. Эта статья была опубликована в Научно-техническом вестнике ОАО «НК Роснефть», №4, 2010 г., с.20-25; ISSN 2074-2339, и заняла третье место в конкурсе на лучшую публикацию в вестнике в 2010 г. Напечатано с разрешения редакционной коллегии.

This article was published in the NK Rosneft Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”, No.4, 2010, pp. 20-25; ISSN 2074-2339) and won the 2-nd prize in the 2010 competition for the best publication in the newsletter. Printed with permission from the Editorial Board.

Самый передовой мультифункциональный калибровочный прибор DPI 620 и DPI620IS

Датчик давления PTX 661 Hammer Union был разработан специально для использования в суровых климатических условиях при бурении как морских, так и континентальных скважин, где часто встречаются трясение и сильная вибрация.

• мультифункциональные возможности: измерение электрического тока, частоты, температуры и давления • одобрено ATEX/IEC • поставляется с полным HART-коммуникатором www.rogtecmagazine.com

• Диапазон измерений от 0-5000 паскаль (MPa) до 0-15000 паскаль (MPa) • Погрешность измерений ±0.1 FS • Совместим с NACE MR 01-75 • Искробезопасность сертифицирована CENELEC • класс 1, раздел 1 по FM/CSA • отметка СЕ • быстрое время отклика (2 kHz) • утверждено по ГОСТ

ROGTEC 37

БУРЕНИЕ

Технология за круглым столом: Буровые установки, Верхние силовые приводы и Контроль содержания твердой фазы

Technology Roundtable: Drill Rigs, Top Drives & Solids Control

Пэт Салливан: National Oilwell Varco

Дирк Шульц: Bentec GmbH

Юрий Парнивода: Drillmec Россия

Джеф Ален: Tesco Corporation

Pat Sullivan: National Oilwell Varco

Dirk Schulze: Bentec GmbH

Yuri Parnivoda: Drillmec Russia

Jeff Allen: Tesco Corporation

Гейр Ингебретсен: Aker Solutions

Владимир Кердиваренко: Kem-Tron Technologies Inc.

Илья Комаровских: National Oilwell Varco

Андрей Редичкин: «Скоми Ойлтулз (РУС)»

Geir Ingebretsen: Aker Solutions

Vladimir Kerdivarenko: Kem-Tron Technologies Inc.

Ilya Komarovskih: National Oilwell Varco

Andrey Redichkin: SCOMI OILTOOLS (RUS) LLC

Буровые установки:

Drill Rigs:

На вопросы отвечают:

Questions answered by:

Пэт Салливан: международный директор продуктовой линии наземных буровых установок компании National Oilwell Varco

Pat Sullivan: Global Product Line Director for Land Rigs for National Oilwell Varco

Дирк Шульц: главный исполнительный директор Bentec GmbH Drilling and Oilfield Systems

Dirk Schulze: CEO of Bentec GmbH Drilling and Oilfield Systems

Юрий Парнивода: генеральный директор Drillmec Россия, Москва

Yuri Parnivoda: General Manager of Drillmec Russia, Moscow

38 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING 1. Какова ситуация на рынке буровых установок в России сегодня?

NOV: Потребление запасов нефти и газа в России происходит быстрее, чем их воспроизводство, и со стороны правительства прилагаются усилия к тому, чтобы использовать эту ресурсную базу, восстанавливать производство и строить новые нефтегазодобывающие предприятия. Все это привело к росту заказов на новые буровые установки, а также к увеличению востребованности ремонта и модернизации старого оборудования, с целью возвращения его в эксплуатацию. Но, как и во всем мире, большинство существующего бурового оборудования в России было выпущено более двадцати лет назад, соответственно оно не рассчитано на использование нынешних прогрессивных технологий бурения скважин. Иными словами, прогресс идет медленно. Ближайшие 3-5 лет будут отмечены значительным потенциалом для тех производителей высокотехничных буровых установок, которые имеют возможность и располагают необходимыми мощностями для производства доступного в ценовом плане бурового оборудования и готовы разрабатывать технические решения, позволяющие снизить общую стоимость буровых работ.

1. What is the current state of play in the rig market in Russia?

NOV: Russia’s (Oil & Gas) reserves are being consumed faster than they can replace them. Strong pressure from the Government to replace / build on the countries reserves has never been stronger.

This has caused a growth in new Rig orders, and forcing old Rigs to be Repaired / Upgraded and brought back into service but, just like the rest of the world, the vast majority of Russia’s existing Rig fleet is twenty plus years old, and these Rigs were never designed to cope with today’s demanding new well programs - Meaning progress is slow.

The next 3 to 5 years holds strong potential for technically advanced Rig makers, with the capability and capacity to build affordable Rigs and provide solutions that lower the overall cost of drilling the well.

Bentec: Bentec has established itself well in the Russian market. Our presence in Russia as a truly Russian company is key to our future success in this market.

Our subsidiary LLC Bentec in Tyumen has a complete technological cycle of metal construction production from material cutting to conservation and control of the assembled units with equipment testing. The company is a Russian legal entity.

Bentec: Компания Бентек заняла прочные позиции на российском рынке. Мы присутствуем в России не просто как филиал: мы зарегистрировали здесь российскую компанию, и мы считаем это залогом нашего будущего успеха на этом рынке.

One of our latest delivery into the Russian market consisted of three HR 5000 Cluster Slider rigs for use in Arctic conditions, which are now operating successfully for Gazprom. The manufacturing process for additional 7 rigs with completely new design has started in our Tyumen facility.

Наше дочернее предприятие ООО “Бентек” в Тюмени предлагает полный технологический спектр производства металлоконструкций: от подготовки материалов до консервации и контроля собранных агрегатов, включая испытания оборудования. Компания является российским юридическим лицом.

Drillmec: Russian drilling rig market in the pre-crisis period, during 2008 (except for the IV quarter of 2008) showed a stable development dynamics. Market growth in 2008 relative to 2007 (taking into account the crisis of fourth quarter of 2008) ranged from 10% to 20%. The share of imports in the structure of the rig market in 2008 was about 49%, mainly due to Chinese manufacturers, as well as world leaders from Europe. Domestic manufacturers have retained the leading position in the structure of the Russian market in 2008 (about 51%). In the total market volume of drilling rigs dominant share held mobile drilling rigs (58% in 2008 and 60% in 1 half of 2009).

Одна из наших последних поставок на российский рынок состояла из трех установок эшелонного типа для кустового бурения скважин HR 5000 Cluster Slider в арктическом варианте; сейчас они успешно работают в компании Газпром. Производство семи дополнительных буровых установок полностью новой конструкции началось на нашем заводе в Тюмени.

Drillmec: Рынок буровых установок в России в докризисный период, в течение 2008 года (за исключением 4-го квартала), показывал динамику стабильного роста. Темпы роста рынка в 2008 по сравнению с предыдущим годом (и с учетом кризиса www.rogtecmagazine.com

Because of the global financial crisis, which the Russian economy entered in the fourth quarter of 2008, a decrease of the drilling equipment market in 2009 – 2010 reached 50% and returned to 2007 level.

Russian drilling rig market is estimated as very promising and its growth in the nearest future will be determined by the following factors:

ROGTEC 39

БУРЕНИЕ последнего квартала 2008), составляли от 10 до 20%. На долю импорта в 2008 году приходилось 49% всех буровых установок в России, в основном за счет китайских производителей, а также мировых лидеров в производстве бурового оборудования из Европы. Отечественные производители бурового оборудования сохраняли лидирующую позицию на росскийском рынке в 2008 году (около 51%). В общем числе буровых на рынке преобладали мобильные буровые установки (58% в 2008 и 60% в 1-й половине 2009 года). В связи с мировым финансовым кризисом, который затронул российскую ЭКОНОМИКУ в 4-м квартале 2008 года, спад на рынке бурового оборудования достиг 50%, упав до уровня 2007 года. Рынок буровых установок в России считается весьма перспективным и его рост в ближайшем будущем будет определяться следующими факторами:

» Increase in drilling in Russia; Almost unanimously forecast to increase oil production until 2015, regardless of the corridor in world oil prices. In the next five years the production fields of Western Siberia will not be worked out, and it is expected a number of launches of new high-output oil & gas fields; » The need to implement obligations under the license fields and their development will require the growth in the exploration and development drilling; » Physically worn-out fleet of drilling rigs (70%); » Specific geological and climatic conditions in the country, requiring specialized drilling rigs and restricting the use of traditional designs; » Application of new drilling technologies require retrofitting drilling equipment.

» Рост объема буровых работ в России; Почти единогласные прогнозы роста добычи нефти до 2015 года, не смотря на колебания цен на нефть. В ближайшие пять лет производственные поля Западной Сибири не будут истощены, кроме того, ожидается запуск нескольких новых крупных месторождений нефти и газа; » Необходимость выполнения обязательств по лицензионным площадям, разработка которых потребует увеличения объемов разведочного и эксплуатационного бурения; » Физический износ парка буровых установок (70%); » Особые геологические и климатические условия страны, требующие специализированных буровых установок и ограничивающие возможность использования традиционных конструкций оборудования; » Использование новых технологий бурения, требующее модернизации бурового оборудования. Согласно экспертным оценкам, начиная с 2011 года ожидается более чем двукратный рост потребления буровых установок.

2. Конкуренция на рынке буровых установок довольно жесткая. Чем вы отличаете себя от более дешевых производителей, обещающих схожую производительность оборудования?

NOV: По всему миру компания NOV разработала проверенную технологию, позволяющую снизить общие затраты на бурение скважин, как морских, так и наземных. В центре нашего внимания

40 ROGTEC

According to experts the growth of consumption of drilling rigs is expected to more than 2 times and starting from 2011.

2. Competition is fierce within the rig market. How do you differentiate yourselves from cheaper manufactures who claim to be able to achieve similar results?

NOV: Worldwide, NOV has developed proven technology both on and offshore that lowers the overall cost of drilling the well. We focus on the long-term solution, safety and cost not just the initial investment in equipment. NOV has unparalleled experience in Arctic conditions, having supplied nearly every rig on the North Slope of Alaska.

These sophisticated rigs, as well as every standard rig package; provide the customers a cost savings long after the rig spuds its first hole. Customers that value this long term approach receive lower operating cost from: » » »

» » »

»

Reduced time from release to spud Reliable equipment that increases operational “up” time Total integration of all drilling systems from the bit to the Crown, provides more cost efficient well construction Heat recovery systems Reduction of injury incident Dependable supply chain and service organization to support operations the life of the rig Reduce environmental impact

Bentec: At Bentec we have a German engineering, production and service history of 125 years. We build rigs that operate with a proven track record of less than half a percent downtime. In addition we are continuously strengthening our product development and service capabilities in order to react immediately on customer requirements and market demand. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

NOV Advert

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

БУРЕНИЕ – долгосрочные решения, безопасность и стоимость, а не только изначальные затраты на оборудование.

NOV располагает непревзойденным опытом работы в арктических условиях: почти каждая буровая установка в регионе Норт Слоуп на Аляске была поставлена нашей компанией. Эти высокотехничные установки, равно как и все стандартные комплекты бурового оборудования, обеспечивают нашим клиентам экономию средств на долгое время после забуривания первой скважины. Клиенты, ценящие такой долгосрочный подход, снижают свои издержки за счет: » Сокращенных сроков с момента отгрузки до забуривания » Надежности оборудования, которое обеспечивает увеличение полезного рабочего времени » Полной интеграции буровой системы от бурового долота до кронблока, а значит более экономичного строительства скважины » Систем регенерации тепла » Сокращения несчастных случаев на производстве » Надежного канала поставок и организации сервиса для поддержки работы установки в течение всего срока службы » Снижения пагубного воздействия на окружающую среду

For instance, nowadays drilling in Russia is taking place in increasingly difficult environments, such as areas further east in Siberia, where high-tech equipment is having to prove itself. Our products are specifically designed to meet these challenges.

Bentec: Разработка, производство и обслуживание техники Бентек имеет 125-летнюю историю настоящего немецкого качества. Коэффициент простоя производимых нами буровых установок за всю историю работы составляет лишь 0.5 процента. Кроме того, мы постоянно совершенствуем наше оборудование и расширяем спектр услуг, оперативно реагируя на требования наших клиентов и рынка в целом.

3. Rig design is the key for drilling success. What are the latest developments within your company?

Сегодня, когда буровые работы в России проводятся во все более суровых климатических условиях, таких как отдаленные районы восточной Сибири, высокотехнологическое оборудование действительно должно доказать свою пригодность, Наши продукты разработаны специально, чтобы справляться с этими сложными задачами. Кроме того, мы предлагаем настоящее немецкое качество и безопасность по конкурентоспособным ценам. Бентек поставляет оборудование в рамках бюджета и в срок – за последние пять лет мы не просрочили ни единой поставки. Для наших клиентов этот фактор имеет все большую значимость, учитывая их рыночные обязательства и риск потенциальной потери прибыли и деловой репутации. Чтобы быть ближе к своим клиентам, Бентек открывает филиалы и представительские офисы на всех значимых региональных рынках. В частности, в России

42 ROGTEC

On top of that, we deliver German levels of quality and safety at a competitive price. Bentec delivers within budget and on time – we have not missed a single delivery date in the last five years. For our customers this subject is increasingly important due to their commitment in the market place and potential loss of profit and reputation.

In order to be close to our customers, Bentec has branches and representation offices in all our relevant markets. In Russia in particular, Bentec has invested approx. 25 million Euro in a new and state of the art manufacturing facility in Tyumen.

Drillmec: One of our main features is that we produce and offer to the Russian rig market an exclusive and high-tech equipment - automatic hydraulic drilling rigs that have no analogues in any markets and in which we have no competitors. Therefore, we can easily differentiate ourselves from any competitors.

NOV: We disagree slightly. The rig design is a part of the success, but we feel that the Rig Design along with Systems Integration and the link between what is happening down hole to the “decision making” that is going on topside is the big picture to drilling success.

Although today’s drilling operations look much different than those of the past, the desire to drill faster and more efficiently has held constant. NOV focuses on modern design improvements in land rig technology that lead to improved efficiencies during rig-up/rig-down operations and reduced mobilization time between well sites. NOV also integrates down hole technology, for example BlackBox®, to improve drilling efficiency and well construction. NOV also links the rig operations to expert service and support via remote monitoring and diagnostics.

Bentec: Bentec has developed different designs to meet customer requirements for different geographical areas.

There are the cluster slider models for multi well locations as we know them since some years. But we have further developed this design for smaller footprint on location and, very important a heat recovery system. This heat recovery system can save operators fuel cost in a range of 5000 litres of diesel per day on locations without power supply from the mains. This is a drastic saving potential, especially in remote areas like Yamal where the cost of fuel on location is mainly driven by transport charges. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

MIoge, Moscow, Russia 21.- 25. June 2011 Pavilion 2.2, Booth 37

Bерхний привод Bentec для решения ваших задач "ENTEC ® ÌÂÆË ÆÅ ÀÃÂÑ×ÆÓ ÊÆÎÌÀÙÓ ÍÎÌÆÅÀÌÂÆÐÃÉÃÇ ¿ÑÎÌÀÙÓ ÑÏоËÌÀÌÈ Æ ËÃÒÐÃÁ¾ÅÌÀÌÁÌ Ì¿ÌÎÑÂÌÀ¾Ëƽ aÃÎÓËÆÇ ÍÎÆÀÌ "ENTEC 4$ (4 ÏÍÃÔƾÉÚËÌ ÏÍÎÌÃÈÐÆÎÌÀ¾Ë Âɽ нÄÃÉÙÓ ÑÏÉÌÀÆÇ ÛÈÏÍÉѾоÔÆÆ Æ ÑÊÃËÚÖÃËƽ ËÃÍÎÌÆÅÀÌÂÆÐÃÉÚËÙÓ Å¾ÐξРÀÎÃÊÃËÆ À ¿ÑÎÃËÆÆ iÌÊ;ÈÐËÙÇ Î¾ÅÊÃÎ ÍÌÅÀÌɽÃÐ ÆÏÍÌÉÚÅÌÀ¾ÐÚ ÃÁÌ Ë¾ ʾÕÐ¾Ó Î¾ÅÉÆÕËÙÓ ÐÆÍÌÀ ÊÌÄÃÐ ¿ÙÐÚ ÆÏÍÌÉÚÅÌÀ¾Ë È¾È À ȾÕÃÏÐÀà ÍÃÎÃËÌÏËÌÁÌ Ð¾È Æ ÍÌÏÐ̽ËËÌÁÌ ÊÌÂÑɽ ˾ ˾ÅÃÊËÙÓ Æ ÊÌÎÏÈÆÓ ¿ÑÎÌÀÙÓ ÑÏоËÌÀÈ¾Ó pÌÌÐÀÃÐÏÐÀÑÃÐ ÍÌÏÉÃÂËÆÊ Ïо˾ÎÐ¾Ê ËÃÒÐÃÁ¾ÅÌÀÌÇ ÍÎÌÊÙÖÉÃËËÌÏÐÆ Ì¿ÃÏÍÃÕÆÀ¾½ ϾÊÙÇ ÀÙÏÌÈÆÇ ÑÎÌÀÃËÚ ¿ÃÅÌ;ÏËÌÏÐÆ WWW BENTEC RU

www.rogtecmagazine.com

Reliable Technology For Efficient Operations

ROGTEC 43

БУРЕНИЕ Бентек инвестировал порядка 25 миллионов евро в строительство нового оснащенного по последнему слову техники завода по производству оборудования в Тюмени.

Drillmec: Нас отличает то, что мы производим и предлагаем на российском рынке эксклюзивное, высокотехничное буровое оборудование автоматизированные гидравлические буровые установки, не имеющие аналогов на любых рынках и вообще не имеющие конкурирующих аналогов. Поэтому нас легко отличить от любых конкурентов.

3. Грамотное конструктивное исполнение буровой – ключ к успешному бурению. Каковы ваши последние разработки?

NOV: Позвольте немного не согласиться. Проектное исполнение установки - это лишь часть успеха. Мы считаем, что в более масштабном смысле, успешность буровых работ обеспечивается конструкцией буровой наряду с системной интеграцией того, что происходит в скважине, и решениями, принимаемыми на земле. Хотя сегодняшние методы бурения сильно отличаются от того, что было раньше, желание бурить быстрее и эффективнее было всегда. В центре внимания компании NOV – современные улучшения технологической конструкции наземных буровых установок, которые привели к большей эффективности операций монтажа и демонтажа буровых и к сокращению времени мобилизации при перестановке буровых между рабочими участками. NOV также занимается интеграцией внутрискважинных технологий, например BlackBox®, что позволяет улучшить продуктивность бурения и строительства скважин. Кроме того, NOV предоставляет связь буровых операторов с сервисной поддержки по средствам удаленного мониторинга и диагностики.

Bentec: Бентек разработал несколько различных конструкций буровых установок, соответствующих требованиям клиентов, работающих в различных географических областях. Существуют установки эшелонного типа, предназначенные для кустового бурения скважин, знакомые нам уже несколько лет. Но мы еще больше модернизировали эту конструкцию для эксплуатации на меньшей площади буровых работ и, что очень важно, дополнили ее системой утилизации тепла. Эта система позволяет операторам экономить топливные расходы на уровне 5000 литров ДТ в день в районах, где нет доступа к электромагистралям. Это очень значимый потенциал экономии средств, особенно для таких удаленных районов как п-ов Ямал, где стоимость топлива на местах так сильно зависит от стоимости его транспортировки.

44 ROGTEC

Additionally we constantly improve our rigs and products with regard to personnel safety and operational availability.

The feedback from our clients, which have our rigs in operation is constantly reviewed and implemented as design improvements.

Drillmec: Designed and manufactured by DRILLMEC the automatic hydraulic drilling rigs are revolutionary today and are a fundamentally new model of equipment - it’s currently the most innovative proposal for global oil and gas industry, which today is in dire need of improving the work safety, improving the technical and economic performance and achieve competitive cost levels and reduce the impact on the environment. World experience of drilling rigs use has shown that automation not only reduces the number of personnel drilling crews, but also as a consequence, increases the safety of operations at the wellsite, the effectiveness of their work and allows for a common overall reduction in the cost of drilling.

4. What key features do you have on your arctic rated rigs to ensure drilling performance in this harsh extreme?

NOV: One of the keys is not feature related but the knowledge of cold weather and how things work in this environment. This comes from people with years of experience that have spent years in the minus 40 degree weather and working with operators and drilling contractors in the same environment. In a nut shell when things go wrong in this environment it happens very quickly and people die. Experience can tell you what works and what does not. One answer to your question about what key features is quite simple, THE PEOPLE. Technology wise we have already talked briefly about it in the previous question.

We consider the Drilling Rig as “well construction tool” and we integrate all of the systems and with our knowledge of arctic requirements including cold weather materials, heating and heat recovery, safety of personnel, our rigs have outperformed all others.

Bentec: The Bentec Cluster Slider for instance is specifically designed to perform under harsh conditions in e.g. Siberia. These rigs can work in temperatures as low as -45 degrees Celsius and more. The rig’s modules can be broken down into units that can be easily accommodated by the Russian rail system. In addition, the rig’s power supply can come from mains power lines, or it can be self-generated, which, given the remoteness of parts of Siberia and other Arctic regions, may be a necessity. The rig is build in full compliance with the regulations of GOST (Russian state standard) and can be operated following initial commissioning without delays for additional licensing.

Drillmec: Our automatic hydraulic drilling rigs are compact and have no great height of the mast. Therefore, as it turned out, it’s even easier to winterize the rigs developed in the Arctic configuration than traditional drilling rigs. Our rigs www.rogtecmagazine.com

DRILLING

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

ПОСТАВКИ OEM-КОМПОНЕНТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ КОМПАНИЯМ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО СЕКТОРА

Выставк а MIOGE:

стенд 220 1, пав. 2, за л 2.

Триумф Интернэшнл всецело сконцентрирован на обеспечении всестороннего сервиса и поддержки каждого из своих Клиентов. С сервисными центрами и персоналом, расположенными в Permian Basin и Barnett Shale (Техас), в Мексиканском Заливе, Центральной и Южной Америке, ОАЭ, России и СНГ, мы можем обеспечивать бесперебойную работу ваших буровых установок на пике их производительности, поставляя надежные качественные запчасти и оборудование, а также оказывать вам содействие в проектировании, строительстве новых установок для бурения, капитального и текущего ремонта скважин.

• Полный комплект запчастей для буровых установок • Оборудование по контролю за устьем скважины (Противовыбросовое оборудование) • Буровые лебедки и запчасти к ним • Спуско-подъемный инструмент • Контрольно-измерительные приборы • Гидравлические клапаны • Пневматические клапаны

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

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

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

www.triumphrigparts.com

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

www.rogtecmagazine.com ROGTEC 45 использованы лишь для идентификационных целей, и не приводятся с целью ошибочного восприятия источника, качества деталей или спонсирования. Названия производителей OEM, приведенные в этом каталоге, не предназначены для спонсирования, продвижения, рекомендации или поддержки Triumph International

БУРЕНИЕ Кроме того, мы постоянно совершенствуем наши буровые установки и другие наши продукты с точки зрения безопасности персонала и эксплуатационной готовности оборудования. Отзывы клиентов, использующих наши буровые в работе, постоянно рассматриваются и используются для разработки технологических улучшений.

are sheltered completely including covering the mast.

Thus, for operation in arctic conditions at the automatic hydraulic drilling rigs a very favorable work conditions of an enclosed area are provided, with the ability to maintain a high positive work temperature indoor, that provides very favorable conditions for drilling crews and favorably affects the safety of works and performance.

Drillmec: Разрабатываемые и производимые компанией DRILLMEC автоматизированные гидравлические буровые установки на сегодняшний день являются революционными и фундаментально новыми моделями оборудования. Сейчас это самое инновационное предложение на всем мировом рынке в нефтегазовой отрасли, которая сегодня испытывает крайнюю нужду в увеличении безопасности работ, технической и экономической производительности, достижении конкурентоспособного уровня стоимости буровых работ и сокращении негативного влияния на окружающую среду. Мировой опыт использования буровых установок показал, что автоматизация не только позволяет сократить количество персонала буровых бригад, но и, как следствие, повышает безопасность работ на скважине, эффективность работы буровиков и позволяет сократить совокупные затраты на бурение.

4. Благодаря каким ключевым характеристикам ваше арктическое оборудование обеспечивает высокие производственные показатели в столь экстремальных условиях?

Similar working conditions in winter period cannot be created in any other type of conventional drilling rigs, because of the large size of rigs(derricks) they cannot be completely winterized. No matter how insulated the traditional rigs are the work on the drilling floor on these rigs are always carried out in the open air.

NOV: Одним из ключевых факторов являются не технические характеристики, а знание холодного климата и понимание того, чем отличается работа в таких условиях. Таким опытом обладают специалисты, много лет работавшие бок о бок с операторами установок и буровыми подрядчиками при температурах около -40. В двух словах, при таких условиях, если чтото пошло не так, события развиваются стремительно и это приводит к гибели людей. В такой ситуации только опыт может подсказать, что нужно делать, а чего делать нельзя. Один ответ на ваш вопрос о ключевых характеристиках довольно прост – ЛЮДИ. Что же касается технологий, мы уже касались этой темы выше. Мы рассматриваем буровую установку, как инструмент для строительства скважины и интегрируем все работающие системы в единый комплекс, и благодаря нашему пониманию работы в арктических условиях, включая необходимость в использовании морозостойких материалов, отоплении и теплоутилизации и безопасности персонала, наши буровые установки превосходятлюбые другие.

Bentec: Установки эшелонного типа для кустового бурения скважин Bentec Cluster Slider, к примеру, специально разработаны для работы в суровых

46 ROGTEC

5. Worker safety is a key issue within the oil patch, what systems do you have to ensure roughneck safety on the rigs?

NOV: NOV is constantly looking at ways to remove the man out of harm’s way. We look at the 3 major areas of safety concerns which are raking board, drill floor area and pipe racking area. Here we have of course top drives, power slips, Iron roughnecks, pipe handling and Pipe racking systems that mechanize and automate the drilling process with very little crew members in harm’s way. However NOV does more than the standard areas of focus. We look at pinch points of personnel, insure good access to equipment and proper escape routes. We also consider the environment, from heating and ventilation systems to tripping hazards. We believe that all personnel should be safe and we have this in the forefront of all NOV land rig designs. We have internal reviews of designs with safety in mind. If personnel feel safe, they work more efficiently and go home alive.

Bentec: During the development and engineering Bentec performs a structured and systematic examination of a planned or existing process or operation in order to identify and mitigate any risk that may result in hazards for personnel or equipment, or prevent an efficient operation.

This hazard and operability study - HAZOP is executed for the entire rig by engineering, operation and rig move specialists. With the implementation of the HAZOP results in the rig design and an additional rig analysis of the systems Bentec guarantees to deliver drilling rigs with a highest safety level. Advanced control systems like ACS (anti collision system), or 4Q drawworks control system increase the safety performance significantly and are standard on our rigs.

Drillmec: The most common accidents on drilling rigs happen on the rig floor. They mostly affect hands and fingers including squeezing between the hanging pipe and pipe on the slips, impact and dragging by rotating tubulars, and crushing caused by tongs, wrenches and chains.

These accidents can happen to people who work closely with moving equipment and are exposed to the hazard of www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Ȼɚɣɩɚɫɧɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ 3%/ ɇɨɜɟɣɲɟɟ ɜ ɛɭɪɨɜɵɯ ɰɢɪɤɭɥɹɰɢɨɧɧɵɯ ɫɢɫɬɟɦɚɯ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ Ⱥɜɬɨɡɚɬɜɨɪɧɚɹ ɛɚɣɩɚɫɧɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ PBL®: ɉɨɡɜɨɥɹɟɬ ɡɚɤɚɱɢɜɚɬɶ ɥɸɛɵɟ ɜɢɞɵ ɷɤɪɚɧɢɪɭɸɳɢɯ ɧɚɩɨɥɧɢɬɟɥɟɣ ɜɤɥɸɱɚɹ ɚɝɪɟɫɫɢɜɧɵɟ ɢ ɰɟɦɟɧɬɧɵɟ ɪɚɫɬɜɨɪɵ Ⱦɨɩɭɫɤɚɟɬ ɭɜɟɥɢɱɟɧɧɵɣ ɪɚɫɯɨɞ ɛɭɪɨɜɨɣ ɠɢɞɤɨɫɬɢ ɞɥɹ ɭɫɢɥɟɧɧɨɣ ɩɪɨɦɵɜɤɢ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɩɨɡɜɨɥɹɹ ɫɨɤɪɚɬɢɬɶ ɤɪɭɬɹɳɢɣ ɦɨɦɟɧɬ ɢ ɡɚɯɜɚɬɵɜɚɧɢɟ ɬɟɦ ɫɚɦɵɦ ɩɨɜɵɲɚɹ ɫɤɨɪɨɫɬɶ ɩɪɨɯɨɞɤɢ ɂɫɩɨɥɶɡɭɟɬɫɹ ɬɚɤɠɟ ɞɥɹ ɤɢɫɥɨɬɧɨɣ ɨɛɪɚɛɨɬɤɢ ɢ ɢɧɬɟɧɫɢɮɢɤɚɰɢɢ ɩɪɢɬɨɤɚ ɂɫɩɨɥɶɡɭɟɬɫɹ ɞɥɹ ɛɭɪɟɧɢɹ ɤɨɥɶɰɟɜɵɦ ɡɚɛɨɟɦ

Ȼɚɣɩɚɫɧɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ 3%/

Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/

ȼ ɞɨɩɨɥɧɟɧɢɟ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɢɦɟɟɬ ɪɹɞ ɭɧɢɤɚɥɶɧɵɯ ɨɫɨɛɟɧɧɨɫɬɟɣ Ȼɟɡɨɩɚɫɧɨɫɬɶ ± ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɡɚɤɪɵɜɚɟɬɫɹ ɩɪɢ ɜɵɤɥɸɱɟɧɢɢ ɧɚɫɨɫɨɜ ɫɨɤɪɚɳɚɹ ɷɮɮɟɤɬ ɫɨɨɛɳɚɸɳɢɯɫɹ ɫɨɫɭɞɨɜ ɢɥɢ ɜɨɡɦɨɠɧɵɟ ɩɪɨɛɥɟɦɵ ɤɨɧɬɪɨɥɢɪɨɜɚɧɢɹ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɤɨɬɨɪɵɟ ɦɨɝɭɬ ɜɨɡɧɢɤɚɬɶ ɭ ɞɪɭɝɢɯ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬɨɜ Ⱥɜɬɨɡɚɬɜɨɪ ± ɮɭɧɤɰɢɹ ɚɜɬɨɡɚɬɜɨɪɚ ɩɨɡɜɨɥɹɸɳɚɹ ɜɵɬɚɫɤɢɜɚɬɶ ɫɩɭɫɤɨɜɭɸ ɤɨɥɨɧɧɭ ɜ ³ɫɭɯɨɦ´ ɜɢɞɟ ɢɥɢ ɡɚɩɨɥɧɹɬɶ ɫɩɭɫɤɨɜɭɸ ɤɨɥɨɧɧɭ ɜ ɩɪɨɰɟɫɫɟ ɫɩɭɫɤɨɩɨɞɴɟɦɧɵɯ ɨɩɟɪɚɰɢɣ ɂɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɦɨɠɟɬ ɪɚɛɨɬɚɬɶ ɧɟɫɤɨɥɶɤɨ ɰɢɤɥɨɜ ɞɨ ɡɚ ɨɞɢɧ ɡɚɯɨɞ Ⱦɚɜɥɟɧɢɟ ɫɞɜɢɝɚ ɡɨɥɨɬɧɢɤɚ ɦɨɠɟɬ ɭɫɬɚɧɚɜɥɢɜɚɬɶɫɹ ɩɨ ɜɵɛɨɪɭ ɨɩɟɪɚɬɨɪɚ Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ 3%/ Ɉɩɟɪɚɰɢɢ ɢɧɬɟɧɫɢɜɧɨɣ ɩɪɨɦɵɜɤɢ ɩɪɨɜɨɞɹɬɫɹ ɫ ɩɨɦɨɳɶɸ ɮɨɪɫɭɧɨɤ ɭɫɬɚɧɨɜɥɟɧɧɵɯ ɩɨ ɜɫɟɣ ɧɚɫɨɫɧɨ ɤɨɦɩɪɟɫɫɨɪɧɨɣ ɤɨɥɨɧɧɟ Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ ɢɦɟɟɬ ɲɢɪɨɤɢɣ ɫɩɟɤɬɪ ɩɪɢɦɟɧɟɧɢɹ ɜ ɛɭɪɨɜɵɯ ɪɚɛɨɬɚɯ ɢ ɩɪɢ ɡɚɤɚɧɱɢɜɚɧɢɢ ɫɤɜɚɠɢɧ Ɉɱɢɫɬɤɚ ɩɪɨɬɢɜɨɜɵɛɪɨɫɨɜɵɯ ɩɪɟɜɟɧɬɟɪɨɜ ɪɚɡɞɟɥɢɬɟɥɶɧɵɯ ɤɨɥɨɧɧ ɩɨɞɜɟɫɤɢ ɯɜɨɫɬɨɜɢɤɚ ɢ ɝɨɥɨɜɤɢ ɤɨɥɨɧɧɵ ɯɜɨɫɬɨɜɢɤɚ ɛɟɡ ɞɨɩɨɥɧɢɬɟɥɶɧɵɯ ɪɟɣɫɨɜ ɉɪɢ ɜɤɥɸɱɟɧɢɢ ɜ ɄɇȻɄ ɨɱɢɫɬɤɚ ɦɨɠɟɬ ɨɫɭɳɟɫɬɜɥɹɬɶɫɹ ɜ ɦɨɦɟɧɬ ɩɨɞɴɟɦɚ ɤɨɥɨɧɧɵ ɢɡ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɛɟɡ ɜɪɚɳɟɧɢɹ ɛɭɪɨɜɨɣ ɤɨɥɨɧɧɵ

Ⱥɧɚɬɨɥɢɣ ɉɥɭɤɱɢ ɇɨɹɛɪɶɫɤ ɉɪɨɦɡɨɧɚ ɉɚɧɟɥɶ əɇȺɈ Ɋɨɫɫɢɣɫɤɚɹ Ɏɟɞɟɪɚɰɢɹ Ɍɟɥ ɮɚɤɫ

( PDLO VEGUBRSHUDWLRQ#PDLO UX ɇɚɢɥ ɏɭɛɛɢɬɞɢɧɨɜ Ɇɨɛ www.rogtecmagazine.com ( PDLO QNKXEELWGLQRY#PDLO UX

3%/ ± ɡɚɪɟɝɢɫɬɪɢɪɨɜɚɧɧɵɣ ɬɨɜɚɪɧɵɣ ɡɧɚɤ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 6%2

ZZZ GVL SEO FRP

ROGTEC 47

БУРЕНИЕ климатических условиях, таких как Сибирь. Эти установки способны работать при температурах порядка минус 45 градусов по Цельсию и ниже. Модульная сборка буровых позволяет легко демонтировать установку на секции, подходящие для транспортировки по российским железным дорогам. Кроме того, электроснабжение буровых возможно как по ЛЭП, так и путем самогенерации, что в условиях отдаленных районов Сибири и Арктики может быть просто необходимо. Установки производятся в полном соответствии с российским ГОСТ и могут быть включены в эксплуатацию сразу после приемапередачи покупателю, без потери времени на дополнительное лицензирование.

impacting with it. Accidents often happen while tripping strings on a conventional rigs, where there are many people doing heavy manual work in the fairly restricted space of a drill floor.

Drillmec: Наши автоматизированные гидравлические буровые установки имеют компактные размеры и низкую мачту. Поэтому, как оказалось, установки в арктической сборке еще легче подготовить к зимним условиям, нежели традиционные буровые установки. Наши буровые полностью накрываются теплоизолирующим материалом, включая мачту. Таким образом, при работе в арктических условиях, автоматизированные гидравлические буровые установки обеспечивают благоприятные условия работы в закрытом помещении, при которых можно поддерживать температуру воздуха на полу буровой на комфортном уровне, тем самым создавая для буровой бригады условия, позитивно влияющие и на безопасность, и на производительность работ.

The small number of recorded accidents demonstrates that activity on these rigs is always done with the highest possible level of safety for the entire crew. The automated systems, the central control and the reduced number of people allow for easier and more effective handling of the rig, with very beneficial effects on the overall performance and costs. People work more comfortably and in less tiring conditions, resulting in a safer and more productive approach to their duties.

Подобные условия работы в зимний период невозможно обеспечить ни в каком другом типе традиционных буровых установок, поскольку из-за большой высоты вышки их невозможно утеплить полностью. Не важно, насколько утеплена буровая установка традиционной конструкции, работы на буровом полу такой установки всегда будут выполняться на открытом воздухе.

5. Безопасность персонала в нефтяной отрасли – один из ключевых вопросов. Каковы ваши системы обеспечения безопасности буровиков?

NOV: Компания NOV постоянно работает в направлении усовершенствования методов безопасности персонала во время работы на буровой площадке. Мы рассматриваем три основные опасные зоны балкон верхового рабочего, пол буровой и трубные мостки. Здесь на помощь приходят верхний силовой привод, приводной клиновый захват, гидравлический трубный ключ, системы подачи и укладки труб, позволяющие механизировать и автоматизировать бурение таким образом, чтобы максимально сократить необходимость присутствия персонала буровой бригады в опасных зонах. Мы также концентрируемся на самом оборудовании, начиная с систем отопления и

48 ROGTEC

On the Drillmec rigs of HH Series, with a smaller crew and most of the routine activities automatic or remotely controlled, the possibility of casualties is dramatically reduced. The possibility of being hurt by falling objects is basically nonexistent because there is no man presence or activity above the rig floor and the hoisting action is carried out through the telescopic movement of the hydraulic mast instead of drawworks and their lines as with conventional rigs.

6. Historically the drilling contractors in Russia were fully responsible for delivering the well. Nowadays many operators and contractors are moving towards Western style drilling contracts where the operator is responsible for the well planning and associated risk and the contractor is simply there to supply the equipment and to carry out the task. How has this effected the rig market?

NOV: We welcome this approach. As the operators and drilling contractors forge ahead with this model, NOV is well positioned to be a valuable partner. As we previously described, we believe NOV’s value is lowering the overall well construction cost. NOV is an innovator in equipment and rig design but also can play a key role in the overall operational efficiencies that result in lower overall cost.

NOV is very excited about the future in Russia and sees the new direction as a positive move in Russia.

Bentec: The rig market is driven by the amount of wells required to drill and not by the contractual relationship between an operator and a drilling contractor. In both contractual scenarios, turn-key or day rate, the same rig is required; i.e. the most reliable rig for safe, effective and trouble-free operations is a Bentec rig. This is to the benefit of both the operator and the contractor in any case.

Drillmec: Working on the Western style drilling contracts, when a contractor merely provides the equipment and perform tasks does not affect directly the market of drilling rigs, but in all other things being equal, is more efficient and enabling factor that allows to provide higher quality services. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

КОНТРОЛЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ / КАРОТАЖНЫЕ РАБОТЫ

¦ ¦ · ­¡ ª ©» «¡¬°ª¬¤¬¯¡®¡ ­¦ ¢¤©· ­ª £© ³¤®¡§¸©·¨ £¡©¤®©·¨ ¯ §ª¨ ¬ª­­¤¤

«¡¬°ª¬ ²¤» © ¦ ¡§¡

ª«ª§©¤®¡§¸© » ¤©°ª¬¨ ²¤»

7ELLTEC¤ обеспечивает надежную доставку перфорационных систем на каротажном кабеле в горизонтальные скважины и скважины со значительным зенитным углом, используя нашу технологию – Well Tractor¤ по всему миру. 15 лет нашего рабочего опыта и тысячи успешных перфорационных работ – гарантия надежного выбора при удовлетворении ваших требований для доставки перфораторов на забой. Легкое передвижное оборудование, упрощенная логистика, меньше персонала на участке работ и никакой необходимости поднимать тяжести: все это позволяет нам предоставить быстрый, безопасный и экономически эффективный сервис для наших заказчиков.

Пожалуйста посетите наш веб-сайт по адресу www.welltec.com или свяжитесь по электронной почте с Генеральным директором компании в

России Берющевым С.Е., отправив письмо на perforation@welltec.com

Контактная информация Генеральный директор Сергей Берющев E MAIL SBERYUSCHEV WELLTEC COM или ООО 7ELLTEC /ILFIELD 3ERVICES 253 Россия

Москва ул Народного Ополчения Тел

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 49

БУРЕНИЕ вентиляции, заканчивая травмоопасными препятствиями на площадках, где работает персонал бригады. Мы считаем, что безопасность персонала - превыше всего, и ставим это во главу угла при проектировании всех буровых установок NOV. Компания постоянно занимается совершенствованием конструкций буровых с целью повышения безопасности персонала. Когда работники уверены в безопасности, это положительно сказывается на эффективности работ, а самое главное - работники вернутся домой целыми и невредимыми.

Bentec: Во время разработки и проектирования, Бентек осуществляет структурный систематический анализ планируемых или существующих рабочих процессов и операций с целью выявления и снижения любых рисков возникновения опасных ситуаций для персонала или оборудования и удаления препятствий его эффективной эксплуатации. Это исследование источников опасности и работоспособности оборудования – ИИОРО выполняется для всех узлов и компонентов буровой специалистами по проектированию, эксплуатации и передвижению буровых установок. Используя результаты ИИОРО в устройстве конструкции агрегата, и проведя дополнительный анализ всех систем, Бентек гарантирует высочайший уровень безопасности буровой установки. Такие передовые системы контроля, как ACS (система защиты от столкновений) или система управления лебедками в 4-х квадрантном (4Q) режиме значительно повышают показатели безопасности работы и являются стандартными для наших буровых установок.

Drillmec: Большая часть несчастных случаев на буровых установках происходит в зоне пола буровой. Чаще всего случаются травмы рук и пальцев: застревание между подвешенной трубой и трубой в клиновом захвате, удары и протаскивания вращающимися трубами, а также травмы от падения трубных ключей и цепей. Эти несчастные случаи могут происходить с людьми, работающими в непосредственной близости от движущегося оборудования и подверженными риску столкновения с ним. Очень часто, несчастные случаи происходят на буровых обычной конструкции при спускоподъеме колонн, когда много людей выполняют тяжелую ручную работу в довольно ограниченном пространстве пола буровой установки. На установках Drillmec серии HH, обслуживаемых меньшим количеством рабочих, и где большинство привычных операций автоматизированы или выполняются при помощи удаленного управления, возможность несчастных случаев значительно сокращается. Вероятность быть ушибленным падающими предметами практически полностью отсутствует, поскольку выше уровня пола буровой не работают люди и не выполняются никакие операции,

50 ROGTEC

Top Drives: Questions answered by: Pat Sullivan: Global Product Line Director for Land Rigs, National Oilwell Varco Jeff Allen: Country Manager Russia, Tesco Corporation Geir Ingebretsen: Drilling advisor, Aker Solutions Dirk Schulze: CEO of Bentec GmbH Drilling and Oilfield Systems

1. What are the key advantages of your top drives over rotary tables?

NOV: Top Drives are the standard for almost all modern drilling operations globally now. NOV has the bestselling model of Top Drive in the world with over a 1000 sold.

Their advantages are well known and include: » Safety. Use of internal Blow-out preventer allows you to shut in the well at any point in the drilling/tripping process. No need for TIW or Kelly valves » Quiker. Our top drives can drill a full triple stand of pipe Another advantage that NOV offers is the overall integration of the top drive into the drilling process with our Amphion controls, especially in the control and interface we have with our auto driller.

Tesco: Tesco Electric and Hydraulic Top Drives incorporate both variable speed and torque control, auxiliary robotics pipe handling functions, internal blow out prevention, and 24hr rig up. Most importantly Tesco Top Drives have proven 99.4% uptime, a tremendous safety record and Russian industry leading service capacity from our Tyumen operations centre.

When compared to rotary table conventional operations the use of a Tesco Top Drive allows the operator much more control during drilling, tripping, and casing running. Drilling with 28 meter stands minimizes connection time by two thirds therefore allowing more drilling time.

During tripping with a Tesco top drive the operator can connect or disconnect to the drill string at any height in the mast. Connecting at any height is important during well control situations, reaming in or back reaming a section of the well bore. Disconnecting at any height allows the pipe to be racked in the mast when back reaming. This saves time by avoiding having to lay down the drill pipe and then picked back up again when returning to drill.

During casing operations having a Top Drive will allow the operator the use a Tesco Casing Running Tool to improve safety (removal of stabbing board requirement) and control of the operation by providing the ability to Casing Drill, rotate, fill and circulate the casing at any depth in the well.

Aker Solutions: Aker Solutions has manufactured top drives since early 1980’s. Top drives have replaced rotary www.rogtecmagazine.com

DRILLING а лебедочные работы осуществляются при помощи телескопического движения гидравлической мачты, нежели при помощи обычной лебедки с тросом, как на обычных буровых установках. Незначительное количество зафиксированных аварий демонстрирует, что действия на этих буровых всегда выполняются с наивысшим возможным уровнем безопасности для всей буровой бригады. Автоматизированные системы, центральное управление и сокращенное количество рабочего персонала обеспечивают более легкое и эффективное обслуживание буровой, благоприятно влияя на общую производительность и экономическую эффективность работ. Люди работают в более комфортных условиях и меньше устают, что позволяет им больше думать о безопасности работ и выполнять свои рабочие обязанности более продуктивно.

6. Исторически, буровые подрядчики в России несли полную ответственность за сдачу скважины в эксплуатацию. Сегодня многие операторы и подрядчики переходят на западную систему контрактов, когда оператор несет ответственности за планирование скважины и принимает на себя все связанные риски, а подрядчик всего лишь предоставляет оборудование и выполняет задание. Как это повлияло на рынок буровых установок?

NOV: Мы одобряем такой подход. По мере того, как операторы и буровые подрядчики продвигаются в реализации такой модели договорных отношений, NOV занимает прочные позиции как ценный партнер в этом процессе. Как упоминалось ранее, мы считаем, что ценность NOV заключается в снижении общих затрат на строительство скважины. NOV не только реализует инновации в проектировании бурового оборудования, но также может играть ключевую роль в общей эффективности операций, таким образом позволяя снизить общую стоимость работ. NOV с вдохновением смотрит на будущее в России и считает этот новый тренд позитивным для России.

Bentec: Рынок буровых установок зависит от количества скважин, которые необходимо заложить, а не от договорных отношений между оператором и подрядчиком. При любой контрактной схеме, будь то “под ключ” или с посуточной оплатой, потребуется одна и та же буровая; самая же надежная для безопасной, эффективной и бесперебойной работы буровая установка – это установка Бентек. И это выгодно и оператору, и подрядчику в любом случае.

Drillmec: Работа по западной контрактной схеме, когда подрядчик лишь обеспечивает оборудование и выполняет поставленные задачи, напрямую не влияет на рынок буровых установок, но, при всех других www.rogtecmagazine.com

tables in modern drilling rigs and have many advantages over kelly / rotary drilling. Our top drive has significant benefits with regard to HSE such as remote controlled functions and the fact that it is ready for both tripping and drilling at any time. It also reduces drilling time and rotates the drill string more efficiently, with the Aker Solutions “soft torque” function decreasing stress on the drill string. In terms of tubular, these are handled much more efficiently using a remote operated pipe handling and retract system.

Other key benefits include: » Variable rotating power » Allows rotation at any time (reduced risk of going stuck) » Rapid response to well kicks (stab in make up and close, all remote controlled) » Quick and efficient reaming and back reaming with stands instead of just single tubular » Using the top drive gives less connections (stands are built upfront instead of drilling with singles) » When using the top drive the crew does not have to lay down stands of pipe between wells » Load cells are integrated on Aker Solutions top drive (accurate weight control) Bentec: Due to insufficient performance of the available brands and their lack of after sales service support, the market desperately needed a new top drive. Bentec developed top drives that are 100% engineered and built in Germany to meet the needs of our many and varied clients.

Our advantages are robust and safe drilling operations; reliable, simple and cost-effective maintenance; competitive pricing; and, importantly, less downtime than other top drives. Bentec top drives can be used as a portable or permanently installed unit on land and offshore applications.

The compact size allows for many mast designs.

When combined with notable features which include a powerful motor with excellent torque characteristics, a heavy duty pipehandler, and new control mechanisms, this makes it one of the most desirable top drives on the market.

2. What key features does your top drive have to maximize drilling uptime?

NOV: Most mechanical top drive down time is a function of pipehandler malfunction. NOV has a unique pipehandler which more evenly splits the load on the links and thus reducing failures. Again one of our advantages is the integrated controls and VFD drives and the operational training we provide.

Data shows that about half of top drive down time can be categorized as a control or drive issue. Data also shows that the system functioned as it was designed and faulted due to improper usage or a safety issue. Operational training greatly reduces those errors. With components coming from multiple sources it is hard to get the proper operational training. A fully integrated system from one source and taking advantage of our Technical College, NOV, drastically reduces your risk of improper functioning.

ROGTEC 51

БУРЕНИЕ равных условиях, является более эффективным и стимулирующим фактором, позволяющим оказывать услуги более высокого качества. Верхние силовые приводы: На вопросы отвечают: Пэт Салливан: международный директор продуктовой линии наземных буровых установок компании National Oilwell Varco Джеф Ален: управляющий компанией в России, Tesco Corporation Гейр Ингебретсен: консультант по буровым работам компании Aker Solutions Дирк Шульц: главный исполнительный директор Bentec GmbH Drilling and Oilfield Systems

1. Каковы основные преимущества ваших верхних силовых приводов перед роторными столами?

NOV: Сегодня использование ВСП - стандартная практика почти для всех современных буровых компаний по всему миру. Верхний силовой привод компании NOV – модель, пользующаяся наибольшим в мире спросом, ее продано свыше тысячи единиц. Преимущества ВСП хорошо известны и включают: » Безопасность. Использование внутреннего противовыбросового превентера позволяет закрыть скважину на любом этапе процесса бурения. Нет никакой необходимости использовать запорный клапан бурового раствора. » Более высокая скорость работы. Можно добуривать целыми трехтрубками. Еще одно преимущество, предлагаемое компанией NOV это общая интеграция ВСП в процесс бурения с использованием наших буровых пультов Amphion, особенно при наличии прибора контроля и интерфейса Auto Driller Tesco: Электрические и гидравлические ВСП Теско обладают такими преимуществами, как регулируемая частота вращения, управление крутящим моментом, наличием роботизированного трубного манипулятора и внутреннего противовыбросового превентора, а также малого срока (24 часа) монтажа на БУ. Самое важное, что ВСП Теско имеют доказанный коэффициент безотказной работы 99.4%, рекордные показатели безопасности и обслуживаются в лучшем на российском рынке сервисном центре на нашей производственной базе в г. Тюмени. По сравнению с традиционными системами роторного бурения, верхние силовые приводы Теско обеспечивают оператору лучший контроль работы оборудования во время бурения, спускоподъемных операций и спуска обсадной колонны. Бурение свечами длиной 28 метров сокращает время наращивания на 2/3, тем самым увеличивая время полезной работы установки.

52 ROGTEC

Tesco: Tesco Top Drives provide more opportunity to control the well during drilling and tripping operations, therefore assisting in the prevention of non-productive time due to lack of pipe movement and/or circulation. Nonproductive time elimination is a result of the Tesco Top drives ability to efficiently handle pipe, maintain up time and provide the driller with a simple easy to use control interface.

When combined with customer training (maintenance and driller) Tesco Top Drives within the Tesco Russian rental division (to date 20 units) have proven they can cut the time to drill a well by up to 50%.Tesco also has tremendous service capacity in Russia with operations and inventory supported from Tyumen and a pool of 70 world class Russian and global technicians ready at a moment’s notice to service customer requirements.

Aker Solutions: Firstly I would like to comment that we have 30 years experience in manufacturing top drives with our first top drives being delivered in early 1980’s. To specifically increase uptime, our top drives have a high level of monitoring, redundancies on critical parts, modularized equipment for quick changing and quick hydraulic, electrical and mechanical connections.

Bentec: The Benetc Top Drive comes with a number of innovative features to significantly improve drilling results. With up to 25 per cent higher performance than comparable units and a new control system, the Bentec Top Drive reduces downtime and maintenance costs significantly. Also a new developed link tilt mechanisms sets new standards in the area of safety.

3. As discussed earlier more and more complex and deviated wells are being drilling in Russia what advantages does your top drives bring to contractors working on ERD and sidetracked wells?

NOV: NOV Top Drives have advanced controls which are integrated into our Amphion Drilling Controls. For example, Soft Speed II and NOV-Twister assist in stick slip mitigation and directional drilling, respectively.

Tesco: Many ERD and directional wells are stoped due to the fact that the pipe will not slide. The Tesco Top Drive is able to keep the pipe moving for longer periods of time and can also be used to rock the pipe from forward to reverse in very short time cycles, therefore assisting the pipe to slide and helping movement of the BHA towards the reservoir. Additionally tool face orientation is made extremely simple with the Tesco Top Drive finite motor control ability and pipehandler lock.

Aker Solutions: Aker Solutions top drives advantages for working on ERD and sidetracked wells include the fact that our tool faced system is integrated for more controlled orientation, our soft toque system as described above, the www.rogtecmagazine.com

DRILLING Во время спуско-подъема инструмента при помощи ВСП Теско, оператор имеет возможность соединять и разъединять колонну на любой высоте мачты. Соединение на любой высоте важно для контроля скважины, при любой калибровке части ее ствола. Разъединение на любой высоте позволяет устанавливать бурильные турбы в подсвечник при обратной проработке ствола. Это сокращает затраты времени, избавляя от необходимости выкладывания буровой трубы на приемные мостки и последующего приема на стол при возобновлении бурения При спуске обсадной колонны ВСП позволяет оператору использовать специальную систему спуска обсадной колонны Теско для повышения безопасности работ (устраняется необходимость использовать балкон для центрирования колонны) и контроля выполнения работ благодаря возможности вращения обсадной колонны, долива и промывки при любой глубине скважины.

Aker Solutions: Aker Solutions производит ВСП с начала 1980-х годов. Верхние силовые приводы заменили роторные столы в современном буровом производстве и имеют множество преимуществ перед роторами и технологией использования ведущей трубы (бурение с роторным столом). Наши ВСП имеют значительные преимущества в отношении ОТОСБ, такие как: функции дистанционного управления, а также готовность установки к бурению и к спускоподъемным операциям в любое время, что позволяет сократить время бурения. К тому же, благодаря применению технологии “soft torque” - функции плавного регулирования крутящего момента, вращение бурильной колонны становиться более эффективным. В отношении работы с трубами применяется более производительная система удаленного управления манипуляции и отвода труб. Среди прочих преимуществ: » Регулируемая мощность вращения » Привод допускает вращение в любой момент в процессе работы (сокращение риска застревания) » Оперативное реагирование на выброс из скважины (силовое цементирование и закрытие, все на дистанционном управлении) » Быстрое и эффективное расширение ствола скважины в обе стороны, с возможностью применения свечей вместо однотрубок. » Использование ВСП позволяет сократить количество соединений (свеча свинчивается заранее в отличие от однотрубок). » При использовании ВСП бригаде не приходиться выбрасывать инструмент на трубные мостки при перемещении от скважины к скважине. » Датчики веса встроены в верхний силовой привод Aker Solutions (точность контроля нагрузки) www.rogtecmagazine.com

use of AC motors which guarantee no stalling and load cells integrated on our top drives for accurate weight control.

Bentec: The benefits of using top drives on deviated and ERD wells are widely known. Essential to draw full advantages of the top drive is the reliability. Here the Bentec Top Drive meets exactly the needs of our customers: 25 % more torque drive than others, robust and reliable, even down to -45 Degrees, and consequently less downtime.

Bentec took all the experiences from 20 years of commissioning, maintenance and repair of other top drives to build one of the best top drives in the world. The Bentec TD-500-HT. Solids Control: Questions answered by: Vladimir Kerdivarenko: Manager for Russia and the CIS , Kem-Tron Technologies Inc Ilya Komarovskih: Division Manager for Russia’s NOV Fluid Control operations Andrey Redichkin: General Director of SCOMI OILTOOLS (RUS) LLC

1. Effective solids control can significantly reduce the overall costs of drilling, improve equipment run life and spare environmental damage. How does your equipment aid this process?

Kem-Tron: It is true that properly selected equipment and technologies make it possible to decrease the cost of drilling operations and increase the well production rate significantly. We offer solids control equipment that enables you to extend the equipment life span by preventing its wear, avoiding differential pressure sticking and creating a proper quality filter cake. Differentiated approach to the needs of each individual customer with consideration of environmental requirements and drilling conditions enables us to produce equipment customized for each specific project. This approach helps us develop solids control solutions that are optimal for both saving customer’s costs and for compliance with the environmental norms.

Our equipment installed on customers drill rigs helps to significantly reduce the cost of drilling.

NOV: NOV’s Brandt equipment concentrates on removing damaging solids first time at the flowline. Shaker and screen design are key in achieving this, combining high capacity with high g force performance. Hydrocyclones and centrifuges complete the standard installation by removing ultrafine solids. Avoiding dilution greatly reduces drilling fluids costs, while the early elimination of abrasive solids helps prevent premature failure of pump parts and other consumables. Removing and containing the drill solids at the shaker greatly reduces the environmental problems of dealing with smaller degraded solids at a later stage.

ROGTEC 53

БУРЕНИЕ Bentec: Учитывая неудовлетворительные производственные показатели существующих марок оборудования и отсутствие послепродажного технического обслуживания, рынок испытывал насущную необходимость в появлении нового ВСП. Бентек разработал верхние приводы, полностью спроектированные и сделанные в Германии, для обеспечения самых различных потребностей многих наших клиентов. Наши преимущества: устойчивая и безопасная работа, надежное, простое и рентабельное обслуживание, конкурентоспособные цены, и, что важно, меньшее время простоя, чем у ВСП других марок. Верхние приводы Бентек могут использоваться как съемные или стационарно установленные агрегаты для применения на морских или наземных проектах. Компактные размеры позволяют использовать их с мачтами различной конструкции. Сочетание таких общеизвестных характеристик, как мощный двигатель с превосходным крутящим моментом, высокопроизводительный манипулятор и новые системы управления, делают наш ВСП одним из самых популярных на рынке.

2. Какие ключевые характеристики позволяют вашим ВСП максимально увеличить полезное время работы буровых?

NOV: Большинство простоев механических верхних приводов связано с некорректным срабатыванием трубного манипулятора. Оборудование NOV обладает уникальным манипулятором, который более ровно распределяет нагрузку на штропы, тем самым сокращая вероятность неудачного манипулирования. Нашими преимуществами также являются интегрированный контроль, частотно-регулируемый привод наряду с предоставляемым нами обучением персонала. Статистика показывает, что около половины времени простоя ВСП связана с проблемами управления. Данные также говорят о том, что само оборудование функционирует должным образом, и ошибки возникают либо вследствие неправильного использования оборудования, либо из-за несоблюдения правил безопасности. Обучение персонала значительно сокращает вероятность таких ошибок. Когда компоненты системы поставляются разными производителями, обучение персонала становится затруднительным. Полностью интегрированная система от одного производителя, а также возможность обучения персонала в нашем техническом колледже значительно сокращают риск неправильной работы оборудования Tesco: ВСП Теско дает больше возможностей для управления скважиной во время бурения и спускоподъемных операций, таким образом, способствуя сокращению непроизводительных потерь времени (НПВ), связанных с затруднениями

54 ROGTEC

Scomi: The most important issue in solids control is an integrated approach, which should allow you to clearly understand at which stage which size of solids is removed and to what extent, percentage wise. This will let you regulate the process by phasing certain stages in and out of the operation at the right time, which provides costs savings on drilling equipment operation, utilization of the cleaning system itself and most of all by avoiding dilution.

We have an entire product line from shakers/screens and removing clay and large drill cuttings to integrated centrifuge intensifier units that will remove colloidal phase.

All this allows us to provide an effective solution for solids control to our customers.

2. What new launches have you had recently?

Kem-Tron: Our priority development trend is innovation and implementation of latest solids control technological designs in manufacturing of new equipment models for circulation systems. Kem-Tron is presently working on a several science research projects and new patents. As a result of this work, we plan to develop on an average of one new product in each quarter during years 2011 and 2012. We recently launched a number of new products to the market, including vertical sludge dryer, new type of hyper G shale shaker and new screen panels, dewatering and purification systems. This equipment is now in operation in Russia and is highly regarded by our customers.

NOV: NOV has launched several improvements to the Brandt range lately many within the field of automated shaker control. The most significant recent initiative however has been the establishment of a solids control and waste management base in Nizhnevartovsk, offering clients equipment for immediate sale or rental, plus ex stock supplies of spares and screens along with technical service support on call. This has reduced the need for customers to tie up capital in inventory, plus helped eliminate delays often associated with importation and customs clearance.

The base also provides a repair service for client’s own equipment.

Scomi: We are constantly developing and while some projects commence, others are completed. Some of our largest projects are contracts for drilling at Vankorskoye and Bovanekovskoye deposits, and our technical service is doing a great job there: our customers, Rosneft-Bureniye and Gasprom-Bureniye are very positive about the quality of our work and we hope to further assist our customers in providing effective solutions for solids control.

The main product we offer is high quality state-of-theart service, which is always on time. It is constantly improved and completely customer-oriented: it changes in accordance with customer’s requirements thus it is ALWAYS a new product. www.rogtecmagazine.com

DRILLING при движении бурильной колонны (прихватами) и поглощениями промывочной жидкости. Сокращение НПВ обеспечивается способностью верхнего привода Теско эффективно работать с бурильными трубами, поддерживать высокий коэффициент использования БУ и простой, легкой в использовании системой управления. В сочетании с предоставляемым для заказчиков обучением (техобслуживанию и производству буровых работ), ВСП Теско от российского отделения аренды оборудования Теско (на сегодня 20 единиц) уже доказали, что позволяют сократить время бурения скважин на 50%. Кроме того, Теско также располагает большой сервисной базой в России: услуги и оборудование поставляются из Тюмени, а персонал технической поддержки включает 70 компетентных специалистов мирового класса, как российских так и работающих по всему миру; все они готовы прийти на помощь и удовлетворить требования клиентов по первому звонку.

Aker Solutions: Во-первых, я хотел бы отметить, что мы имеем более 30 лет опыта в производстве ВСП, первые из которых были поставлены еще в начале 1980-х. Конкретно по вопросу увеличения полезного времени работы, наши верхние приводы имеют высокую степень мониторинга, дублирования критически важных элементов и модульную

3. Failure to remove particles from drilling fluids can alter the very properties of the fluid itself, slowing drilling penetration and equipment efficiencies. How does your equipment ensure maximum particle removal?

Kem-Tron: Kem-Tron produces an entire line of equipment for recirculation, mixing, dewatering of drill fluid and water purification in closed cycle for oil industry, directed, geothermal and water drilling as well as environmentalrelated and mining equipment. For maximal removal of solids from the drilling fluid you need properly selected equipment and chemical reagents (which we also provide) as well as technical and technological solutions to reach the desired results. By studying customer’s drilling conditions and environmental requirements, our engineers select equipment suitable for each specific project to help the customer reach the necessary goals, including that of maximum particle removal.

NOV: The most important feature for any solids control equipment is consistent and reliable performance. NOV achieves this in the Brandt range through equipment design, material selection and quality control throughout manufacture. Thus shakers and centrifuges continue to perform to their original design specification. Shakers remove the large volumes of drill cuttings which enables the centrifuges to remove the most harmful ultrafine particles.

Some high speed rotating equipment can deteriorate

Простое решение сложных задач Центрифуга для обезвоживания и удаления частиц барита KT-1967

Четырехпанельное вибросито высокой интенсивности с двумя деками KTL-448 AG

KEM-TRON Technologies – лидер в сфере поставок обезвоживающих систем и оборудования для очистки буровых растворов. Мы предлагаем нашим клиентам наиболее надежное, инновационное оборудование из доступного сегодня на рынке. Испытанные в работе на эксплуатируемых объектах, центрифуги для обезвоживания и удаления частиц барита, вибросита линейного перемещения и контейнерные установки для обезвоживания – хороший пример нашей приверженности высокому качеству. Наши продукты могут быть полностью интегрированы в уже существующие комплексы оборудования, создавая действительно замкнутый производственный цикл, позволяющий сократить расходы на утилизацию и повторно использовать буровые растворы.

117587, Россия, Москва - Варшавское шоссе, 125 стр. 5 Тел.: +7 (495) 319-53-27 - факс: +7 (495) 319-53-09 - www.kemtron.ru

Система обезвоживания в 40-футовом передвижном контейнере 40’ HMI

БУРЕНИЕ конструкцию для быстрой смены гидравлических, электрических и механических соединений.

Bentec: Верхний привод Бентек обладает инновационными особенностями, позволяющими значительно повысить эффективность буровых работ. Обладая производительностью на 25 процентов выше по сравнению с сопоставимыми системами и благодаря новой системе управления, ВСП Бентек позволяет значительно сократить время простоя и расходы на обслуживание. Недавно разработанный нами механизм отклонения штроп устанавливает новые стандарты в области безопасности.

3. Как уже упоминалось, все больше и больше сложных и наклонных скважин бурится сегодня в России. Какие преимущества ваши ВСП дают подрядчикам, работающим на сильнонаклонных скважинах и на зарезке боковых стволов?

NOV: Верхние силовые приводы NOV располагают усовершенствованными приборами контроля, интегрированными в буровые пульты Amphion. К примеру, Soft Speed II и NOV-Twister помогают минимизировать подклинки инструмента, и предназначены для наклонного бурения.

Tesco: Бурение многих наклонно-направленных скважин прекращается из-за прекращения движения бурильной колонны в стволе скважины. ВСП Теско позволяет продолжать движение колонны более продолжительное время, а также быстро менять направление вращения колонны очень короткими циклами, тем самым способствуя перемещению колонны и движению КНБК к проектной отметке. Кроме того, ориентирование торцевой поверхности бурового инструмента максимально упрощается благодаря возможности управления предельным крутящим моментом двигателя и механизму блокировки трубного манипулятора.

Aker Solutions: Преимущества верхних силовых приводов Aker Solutions при работе на сильнонаклонных скважинах и на зарезке боковых стволов включают систему с передней рабочей поверхностью, интегрированную для более контролируемой ориентации работ, систему мягкого торсиона, описанную выше, использование моторов переменного тока, гарантирующих работу двигателя без заглохания, и встроенные в ВСП датчики веса для точного контроля нагрузки.

Bentec: Преимущества использования ВСП при бурении сложных и наклонных скважин широко известны. Залог полной реализации преимуществ верхнего привода – его надежность. ВСП Бентек полностью соответствует потребностям наших клиентов: крутящий момент на 25% выше, чем у конкурирующих аналогов, прочность и

56 ROGTEC

quickly in field use but there are Brandt centrifuges performing successfully today that first entered service in West Siberia in the early 90’s.

Scomi: The physical aspects of the technology for solids control in drilling fluids are the same for all manufacturers; these basics are included in all equipment brands. This is why to reach the maximum results personnel are the key factor, their competence and capacity to make decisions in dynamically changing conditions of the drilling operation.

But speaking of equipment, the answer is simple – the centrifuges provide maximum removal of solids from the fluid, and if we are to entirely clean the drilling fluid and utilize it by separating into solids and technical water, we use flocculation unit, where by introducing coagulating agent and flocculant, the fluid is separated and then sent again to the centrifuge where it is cleaned of all impurities including the colloidal phase.

Pat Sullivan: National Oilwell Varco Pat Sullivan is the global Product Line Director for Land Rigs for National Oilwell Varco. He has been with the company for 30 years. Pat has a degree in Mechanical Engineering and during his career he has held roles in engineering, international sales, project management, land rig facility operational management and marketing. He is currently responsible for the design, manufacturing, marketing and new product development for NOV’s extensive land rig offering.

Dirk Schulze: CEO, Bentec GmbH Drilling and Oilfield Systems

Yuri Parnivoda: Drillmec Russia Yuri Parnivoda, the General Manager of Drillmec Russia, graduated for the Drilling Faculty of the Technical University in Ivano-Frankovsk, Western Ukraine as a Drilling Engineer, he began his career working in Western Siberia for a LUKOIL subsidiary. Yuri then trained in the US within the SABIT Program before working with IRI International and Bahraini company OILTEC before taking up his current role with Drillmec Russia.

Jeff Allen: Tesco Corporation Country Manager Russia, Tesco Corporation.

Having been in the Oil and Gas industry for 12 years, Jeff started out with Atwood Oceanics in Bass Strait Australia before moving to Calgary, Canada to take up a position with Tesco Corporation in 2003. At Tesco he worked as the Canadian Field Service Manager and the Director, Global Aftermarket Sales and Service before accepting his current position as Country Manager for Russia/CIS in May 2009.

www.rogtecmagazine.com

DRILLING надежность в эксплуатации даже при температуре минус 45 градусов, и как следствие, максимальное сокращение потерь рабочего времени. На протяжении 20 лет компания Бентек копила опыт пуско-наладки, обслуживания и ремонта других ВСП, чтобы выпустить один из лучших верхних силовых приводов в мире – Бентек TD-500-HT.

Geir Ingebretsen: Aker Solutions Geir Ingebretsen – Drilling Consultant, has his main role of serving Aker Solutions with Drilling Operational experiences. He received his education at Stavanger Maritime School and has qualifications as Driller and Drilling Supervisor.

Geir has 18 years offshore experience working latest as Tool Pusher, and has now 13 years experience in engineering Drilling Rigs at Aker Solutions.

Контроль содержания твердой фазы: На вопросы отвечают: Владимир Кердиваренко: управляющий компанией Kem-Tron Technologies, Inc. по России и странам СНГ Илья Комаровских: Руководитель подразделения NOV Fluid Control в России Андрей Редичкин: Генеральный директор ООО «СКОМИ ОЙЛТУЛЗ (РУС)»

1. Эффективный контроль содержания твердой фазы в буровом растворе может значительно сократить общую стоимость бурения, увеличить срок работы оборудования и предотвратить загрязнение окружающей среды. Как ваше оборудование помогает решить эту задачу?

Kem-Tron: Да, это так. Оптимально подобранное оборудование и технологии позволяют значительно снизить стоимость бурения и повысить дебит скважины. Оборудование для очистки бурового раствора, предлагаемое нашей компанией, в первую очередь позволяет продлить срок службы оборудования сократив степень его износа, избежать дифференциальных прихватов и создать качественную фильтрационную корку. Дифференцированный подход к нуждам каждого отдельного заказчика с учетом предъявляемых экологических требований и условий бурения позволяет нам выпускать оборудование ориентированное на каждый конкретный проект. Такой подход позволяет нам находить оптимальные с точки зрения экономии средств заказчика и соблюдения экологических норм решения вопросов контроля над твердой фазой. Оборудование нашей компании, установленное на буровых станках заказчиков, позволяет значительно снизить стоимость бурения.

NOV: Оборудование Brandt компании NOV предназначено для удаления вредоносных твердых частиц изначально на выходе трубопровода. Ключом к решению этой задачи является конструкция вбросита, сочетающая высокую мощность и эффективную динамическую нагрузку. Гидроциклоны и центрифуги дополняют стандартную установку, удаляя ультратонкие твердые частицы. Предотвращение разбавления раствора значительно сокращает расходы на буровую жидкость, а удаление абразивных частиц на ранней стадии помогает избежать преждевременного износа частей насосов и других www.rogtecmagazine.com

Andrey Redichkin: SCOMI OILTOOLS (RUS) LLC General Director of SCOMI OILTOOLS (RUS) LLC. – subsidiary of SCOMI Group of Companies (Malaysia), one of the world’s leaders in offering innovations and highly efficient solutions for drilling fluids and equipment as well as drilling waste management (DWM). He graduated from Perm State Technical University /Oil & Gas Department. Since then he worked for leading Russian and foreign drilling and service companies: LUKOILBureniye Perm LLC (DC “Eurasia” LLC), Rinco-Alyans LLC, Eastern Trade Services GMBH. He has an extensive operational experience with Russia’s largest Oil & Gas projects. He joined SCOMI OILTOOLS (RUS) in 2006 as a technical service engineer and since then achieved great results in the organization of regional services.

SCOMI OILTOOLS (RUS) LLC won many important tenders for solids control services and equipment maintenance.

Vladimir Kerdivarenko: Kem-Tron Technologies Inc. Vladimir Kerdivarenko joined Kem-Tron Technologies Inc. in early 2010 as the Manager for Russia and the CIS. He has been in the industry since 1990. Before assuming his position with Kem-Tron Technologies Inc., he worked in Moscow and Western Siberia for such companies as OXY, Pride International, Scomi Oiltools and NOV. He worked as a Project Manager and Technical Consultant in various Russian and International projects in Western Siberia, Belarus, Ukraine, Uzbekistan and Azerbaijan.

Vladimir Kerdivarenko has an extensive knowledge of solids control equipment and drilling waste management and processing systems, separation technologies and environmental management.

Ilya Komarovskih: National Oilwell Varco Ilya Komarovskih is the Division Manager for Russia’s NOV Fluid Control operations based in Moscow. He has been with the company for three years. Ilya holds an MBA from the University of Alaska (Anchorage) and has 7 years of experience in the oilfield related industry. He is currently responsible for extension of the products and services that NOV Fluid Control can provide to the Russian market including sales of Brandt equipment, spares and consumables from local stock, rental of the equipment, engineering services and waste management solutions for onshore and offshore operations.

ROGTEC 57

БУРЕНИЕ расходных материалов. Удаление и локализация твердой фазы из бурового раствора на вибросите значительно сокращает экологические проблемы, связанные с утилизацией более мелких распавшихся частиц впоследствии.

Scomi: Главное в процессе очистки бурового раствора, это комплексный подход, который должен позволять вам чётко понимать, на какой стадии очистки, какой размер частиц удаляется из бурового раствора и с какой долей процентов. Это позволит компании контролировать и регулировать этот процесс, во время подключая и отключая требуемые ступени, что позволит сократить затраты на эксплуатацию бурового оборудования, самой системы очистки, а главное на разбавление бурового раствора. Мы имеем в наличии всю линейку оборудования, от ситоконвейера, для удаления глин и крупной выбуренной породы, до блоков усиления центрифугирования в комплексе с центрифугой, которые позволяют удалять из раствора коллоидную фазу. Это позволяет нам эффективно решать задачу удаления твёрдой фазы из бурового раствора.

2. Какие новые продукты вы представили на рынок в последнее время?

Scomi: Мы находимся в постоянном процессе, некоторые объекты начинают свою работу, некоторые заканчивают. Одними из крупнейших наших проектов является участие в разбуривании Ванкорского и Бованенковского месторождений, наша сервисная служба отлично справляется с поставленной задачей! Наши Заказчики, Роснефть-Бурение и ГазпромБурение, очень положительно отзываются о нашей работе, мы надеемся и в дальнейшем продолжать помогать нашим Заказчикам эффективно решать вопросы по очистке бурового раствора. Основной наш продукт - это высококачественный современный сервис, который постоянно совершенствуется и полностью ориентирован на клиента и меняется в соответствии с его требованиями, а значит – это ВСЕГДА новый продукт.

3. Плохое удаление частиц из бурового раствора может плохо повлиять на качественные характеристики самого раствора, снижая скорость бурения и производительность оборудования. Как ваши устройства обеспечивают максимальное удаление твердой фазы?

Kem-Tron: Инновации и воплощение последних технологических разработок в области контроля над твердой фазой в выпуск новых моделей оборудования для циркуляционных систем является приоритетным направлением развития нашей компании. В настоящее время KEM-ТРОН работает над несколькими новыми научно-исследовательскими разработками и патентами. В результате этих усилий, KEM-TРОН будет разрабатывать один новый продукт, в среднем, каждый квартал в 2011 и 2012 годах. В последнее время наша компания предлагает на рынке несколько новых продуктов в том числе вертикальный осушитель шлама, новую модель вибросита, систем обезвоживания и очистки. Данное оборудование уже работает в России, и было высоко оценено нашими заказчиками.

Kem-Tron: KEM-TРОН производит полную линию оборудования для рециркуляции, смешивания, обезвоживания бурового раствора и очистки воды в замкнутом цикле для нефтегазовой промышленности, направленного, геотермического, водного бурения, оборудования экологического направления и для горнодобывающей промышленности. Для достижения максимального количества удаляемой из раствора твердой фазы необходимо правильно подобранное оборудование, химические реагенты, которые также поставляются нашей компанией, и технологическое решение позволяющее достигнуть данных результатов. Изучив условия бурения и экологические требования заказчика, специалисты нашей компании подбирают оборудование под данный проект, которое позволяет выполнить задачи, поставленные перед нами заказчиком, в том числе и задачу максимального удаления твердой фазы из обрабатываемой жидкости.

NOV: Недавно NOV представила несколько улучшений в линейке Brandt, многие из которых связаны с автоматическим контролем вибросита. Однако важнейшим достижением последнего времени было открытие сервисной базы в Нижневартовске, где клиентам предлагается оборудование для продажи со склада или в аренду, плюс складская база запчастей и ситочных панелей, а также техподдержка по первому вызову. Это будет способствовать экономии средств клиентов на организацию собственного складирования запчастей и поможет избежать задержек, часто связанных с импортом и таможенным оформлением. Также база предлагает услуги по ремонту собственного оборудования клиентов.

NOV: Самой важной характеристикой при контроле твердой фазы является надежная и постоянная беспрерывная работа. NOV добивается этих качеств в продуктах марки Brandt благодаря проектированию оборудования, выбору подходящих материалов и контролю качества на всех этапах производства. Поэтому вибросита и центрифуги всегда продолжают работать согласно первично заявленной технической спецификации. Вибросита удаляют большие объемы выбуренной породы, а центрифуги, в свою очередь, удаляют самые вредоносные ультратонкие частицы. Некоторое вращающееся оборудование может быстро выходить из строя в полевых условиях использования, но даже сегодня есть центрифуги Brandt, продолжающие успешно работать, несмотря на то, что

58 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING впервые они были введены в эксплуатацию в Восточной Сибири в начале 90-х годов.

Scomi: Физические аспекты, заложенные в технологию удаления твёрдых частиц из бурового раствора, в принципе, у всех компаний одинаковые, эти основы заложены в оборудование всех марок. В связи с этим, на первый план, при достижении максимального результата удаления твёрдых частиц выходит персонал, его подготовленность, способность принимать решения в динамически меняющейся ситуации при бурении. Если мы говорим об оборудовании, то ответ прост: центрифуга даёт максимально возможное удаление частиц из раствора, и, если же нам нужно полностью очистить раствор, утилизировать его, разбив на твёрдую фазу и техническую воду, мы применяем блок флокуляции, в котором посредством ввода коагулянта и флокулянта, разделяем раствор и снова пропускаем через центрифугу, очищая раствор от всех механических примесей, включая коллоидную фазу. Владимир Кердиваренко: Kem-Tron Technologies Inc. Владимир Кердиваренко пришел в Kem-Tron Technologies, Inc. в начале 2010 года на должность управляющего компанией по России и странам СНГ. Работает в отрасли с 1990 года, до начала карьеры в компании Kem-Tron Technologies, Inc. работал в Москве и Западной Сибири в таких компаниях как OXY, Pride International, Scomi Oiltools, NOV. Принимал участие в различных российских и международных проектах в качестве руководителя проекта, технического консультанта в Западной Сибири, Белоруссии, Украине, Узбекистане, Азербайджане. Владимир Кердиваренко обладает обширными знаниями в области систем очистки буровых растворов, систем обезвоживания и переработки буровых растворов и отходов бурения, технологий сепарации и экологического менеджмента. АИлья Комаровских National Oilwell Varco Илья Комаровских – Руководитель подразделения NOV Fluid Control в России. Стаж его работы в компании 3 года. Илья получил степень MBA в университете Аляски (г. Анкоридж), а опыт работы в нефтяной отрасли составляет более 7 лет. Сейчас в сферу его ответственности входит расширение спектра продуктов и услуг, предлагаемых подразделением NOV Fluid Control на российском рынке, включая продажи оборудования Brandt, запчастей и расходных материалов с местного склада, аренду оборудования, инженерные услуги и решения в области утилизации отходов для морских и наземных нефтяных проектов. Гейр Ингебретсен: Aker Solutions Гейр Ингебретсен – консультант по буровым работам, его работа в компании Aker Solutions связана с его опытом руководства буровыми работами. Он получил образование в Ставангерской морской школе, где ему была присвоена квалификация бурильщика и руководителя буровых работ. Гейр имеет 18 лет опыта работы на морских месторождениях, из которых последние годы он провел в должности мастера буровых работ. Теперь вот уже 13 лет Гейр занимается разработкой буровых установок в Aker Solutions.

www.rogtecmagazine.com

Пэт Салливан: National Oilwell Varco Пэт Салливан – международный директор продуктовой линии наземных буровых установок компании National Oilwell Varco. Он работает в компании вот уже 30 лет. Инженер-машиностроитель по образованию, во время своей карьеры Пэт занимал различные должности в инженерном подразделении, отделе международных продаж, проектном управлении, операционном управлении и в службе маркетинга завода наземных буровых установок. Компания NOV предлагает своим клиентам широкий выбор наземных буровых установок, и в настоящее время в сферу ответственности Пэта входят проектирование, производство, маркетинг и разработка новых продуктов в этом сегменте бизнеса.

Дирк Шульц: Главный исполнительный директор Bentec GmbH Drilling and Oilfield Systems Юрий Парнивода: Drillmec Россия Юрий Парнивода: генеральный директор Drillmec Россия. Закончил факультет буровых работ Технического Университета г. Ивано-Франковска, Западная Украина по специализации “буровой инженер”. Карьеру начал в Западной Сибире на одном из предприятий группы Лукойл. Затем прошел обучение в США по программе SABIT и работал в компаниях IRI International и OILTEC Бахрейн, после чего занял свою нынешнюю позицию в Drillmec Россия. Джеф Ален: Tesco Corporation Джеф Ален – управляющий компанией в России, Tesco Corporation. Опыт работы Джефа в нефтегазовой отрасли – 12 лет, из которых первые годы он посвятил компании Atwood Oceanics в Бассовом проливе в Австралии. Затем в 2003 году он переехал в Канаду в провинцию Калгари, где занимал должности управляющего по полевому техобслуживанию в Канаде и директора по международным продажам и обслуживанию вторичного оборудования и запчастей. С мая 2009 года Джеф занимает свою нынешнюю должность управляющего компании в России и СНГ. Андрей Редичкин: ООО «СКОМИ ОЙЛТУЛЗ (РУС)» Генеральный директор ООО «СКОМИ ОЙЛТУЛЗ (РУС)» - дочерняя компания Группы Компаний SCOMI (Малайзия), являющаяся одним из мировых лидеров по предоставлению инновационных и высокоэффективных решений в области сопровождения буровых растворов, а также оборудования и управления буровыми отходами.

1999 окончил Пермский государственный технический университет по специальности Бурение нефтяных и газовых скважин. После окончания работал в ведущих российских и зарубежных буровых и сервисных компаниях: ООО “ЛУКОЙЛ-Бурение-Пермь (ООО БК “ЕВРАЗИЯ”), ООО “РИНКО-АЛЬЯНС”, Eastern Trade Services GMBH. В компанию SCOMI пришел в 2006 г. на должность Инженера технической поддержки. За время работы достигнуты значительные результаты по организации сервисных услуг в регионах. Компания «СКОМИ ОЙЛТУЛЗ (РУС)» неоднократно выигрывала важные тендеры по предоставлению услуг по очистке бурового раствора, ремонту и обслуживанию оборудования. Опыт работы на крупнейших нефтяных и газовых проектах России.

ROGTEC 59

БУРЕНИЕ

Results of New Drilling Technologies Applied at the Verkhnechonskoye Field

Photo courtesy Nikolay Chebanov / Николай Чебанов

Результаты применения новых технологий в бурении при разработке Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

Программа разработки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения предусматривает бурение в 2007-2021 годах более 500 горизонтальных скважин. Чтобы успешно выполнить эту программу и выйти на плановые объемы добычи (10 млн т в год), необходимо было сократить сроки строительства скважин и максимально увеличить отношение эффективной длины горизонтальной секции к ее общей длине. Для решения этой задачи специалисты Департамента буровых работ ОАО «Верхнечонскнефтегаз» и Департамента по геологии и разработке месторождений компании Schlumberger полностью пересмотрели технологию бурения и методы получения геофизических данных, применяемые на месторождении.

The field development plan for the Verkhnechonskoye (VC) oil and gas condensate field provides for over 500 horizontal wells to be drilled between 2007-2021. To meet this schedule and the production targets of up to 10 million tons of oil per year, it was necessary to significantly improve the well construction time and maximize the net-to-gross pay ratio of the horizontal sections. To do this, VCNG Drilling Dept. partnered with Schlumberger’s Subsurface Dept. to completely redesign the VC drilling programs and data acquisition methods.

Кевин Уилсон, директор по бурению, ОАО «Верхнечонскнефтегаз»;

Kevin Wilson, Drilling Director, VCNG

Иван Шокарев, инженер по бурению, Schlumberger;

Ivan Shokarev, Drilling Engineer, Schlumberger

Джон Смолл, директор по маркетингу, Schlumberger;

John Small, Marketing Director, Schlumberger

Эльнур Ахундов, менеджер по продажам бурового и телеметрического оборудования, Schlumberger

Elnur Akhundov, Drilling and Measurements Sales Manager, Schlumberger

Г

T

еологическая структура Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения уникальна: продуктивный пласт ВЧ залегает на относительно небольшой глубине и характеризуется малой мощностью – менее 10 м. Из-за отложений минеральных солей коллектор неоднороден по проницаемости, поэтому эффективная нефтенасыщенная мощность еще больше сокращается

60 ROGTEC

he complexity of subsurface structure in Verkhnechonskoye (VC) oil and gas condensate field is unique: the VC reservoir is rather shallow (true vertical depth (TVD) is 1,650 m) and the productive horizon is less than 10 m thick. The reservoir is heterogeneous with areas of different permeability due to the mineral salt deposits; therefore, the net pay zone in the 10-meter thin section is even smaller reaching about 3 m. To make matters worse www.rogtecmagazine.com

DRILLING и составляет всего 3 м. Кроме того, прежде чем достичь продуктивный пласт, необходимо перекрыть отложения солей, твердых доломитов и нестабильных аргиллитов. Все эти факторы значительно снижают эффективность бурения и препятствуют реализации намеченной программы строительства скважин.

salt deposits, hard dolomites and unstable shales have to be drilled prior to penetrating the reservoir itself. These challenges affect drilling efficiency and interfere with the well construction schedules.

In the beginning, VC was developed with vertical wells only.

Yet considering the thin net pay of VC formation those Изначально разработка Верхнечонского wells did not show good productivity. In 2007, an updated месторождения велась с помощью вертикальных development plan was proposed that relied on directional and скважин, однако они в силу малой эффективной horizontal wells rather than vertical wells. This helped halve мощности пласта ВЧ не отличались высокой the number of wells while maintaining the overall productivity. продуктивностью. В 2007 году был предло- жен новый However, traditional technology using positive displacement план разработки месторождения, предусматривающий motors (PDM) and gamma ray measurements was not able бурение не вертикальных, а наклонно-направленных to ensure the trajectory within the sweet spot of the reservoir и горизонтальных скважин, благодаря чему число and consequently some of the directional and horizontal wells скважин сократилось had low Для повышения эффективности вдвое при сохранении flow rates. общего объема добычи. бурения и оптимизации цикла Однако бурение с To boost drilling efficiency строительства скважин была использованием винтового and optimize well cycle time, забойного двигателя (ВЗД) the VCNG Drilling Dept. разработана новая методология, и гамма-каротажа не предусматривавшая использование worked with Schlumberger’s обеспечивало проводку Subsurface Dept. to роторно-управляемой системы, стволов по наиболее develop a brand new drilling продуктивным участкам methodology that relied on каротажа во время бурения и пласта, поэтому дебиты rotary steerable systems геонавигации некоторых наклонно(RSS), logging while drilling направлен- ных и To boost drilling efficiency and optimize (LWD) and geosteering горизонтальных скважин technologies. The use of well cycle time, a brand new drilling оказались недостаточно RSS coupled with LWD высокими. methodology was developed that relied measurements provided proper trajectory control and on rotary steerable systems, logging Для того чтобы повысить important information about while drilling and geosteering эффективность бурения rock geophysics while the и оптимизировать цикл use of geosteering more строительства скважин, специалисты Департамента than doubled productivity of each of the new wells. буровых работ ОАО «Верхнечонскнефтегаз» совместно с Департаментом по геологии и Thorough Pre-Job Planning разработке месторождений компании Schlumberger Push-the-bit type of RSS tool was selected to be used предложили новую методологию, предусматривающую in VC (Fig. 1). This system steers by using hydraulically использование роторно-управляемой системы (РУС), actuated pads to push against the side of the wellbore, каротажа во время бурения (КВБ) и геонавигации. thus displacing the tool and the bit in the desired direction. Сочетание технологий РУС и КВД обеспечило Moreover, RSS is a fully rotating system and therefore необходимый контроль траектории и важную transfers more weight to the bit than a conventional информацию о геофизических свойствах пород, а motor, which allows the use of aggressive bits and благодаря применению геонавигации продуктивность improves hole cleaning. каждой скважины увеличилась более чем вдвое.

Bottomhole assembly (BHA) design was analyzed from Тщательное предварительное планирование main aspects, steerability and reliability. To have good Для использования на Верхнечонском месторождении steering tendency during the landing of the well and then был выбран тип РУС, получивший название push-the-bit dropping at the end of the 152.4 mm section, RSS was (Рис. 1): при использовании данной технологии набор run with 147.64 mm stabilizer. A flex collar was run as параметров кривизны осуществляется за счет трех a precautionary measure to guarantee the buildup rate педалей, работающих от гидравлического привода, capabilities of 3° per 30 m. которые отталкиваются от стенок скважины, тем самым отклоняя долото в нужном направлении. Кроме того, в Given the limited options of bits, the selecting of the right bit отличие от ВЗД, РУС является полностью вращающейся to try to drill the section in one run while minimizing torsional www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 61

БУРЕНИЕ Рис. 1 Роторно-управляемая система, работающая по принципу Push-the-Bit Fig. 1 Push-the-Bit Rotary Steerable System

системой, поэтому передает большую нагрузку на долото, что позволяет использовать более агрессивные долота и гарантировать лучшую промывку ствола. При дизайне компоновки низа бурильной колонны (КНБК) учитывались такие основные аспекты как управляемость и надежность. Для того чтобы обеспечить эффективное управление во время углубления скважины и последующего сбрасывания угла при добуривании секции диаметром 152,4 мм, была запроектирована РУС, имеющая калибратор диаметром 147,64 мм. Также использовался гибкий переводник для обеспечения плановой интенсивности искривления ствола (3° на 30 м). Выбор оптимального долота, позволяющего пробурить секцию за один рейс и, в то же время, снизить возникающие скручивающие колебания, осложнялся ограничениями в гамме долот, поскольку технология РУС ранее не применялась при бурении коллекторов, аналогичных пласту ВЧ. Гидравлические характеристики были рассчитаны для достижения необходимого перепада давления в РУС (50 атм.), позволяющего использовать систему максимально эффективно. Гидравлическое моделирование и анализ работы бурильной колонны доказали выполнение всех критериев, обеспечивающих совместимость РУС с буровыми установками, используемыми на Верхнечонском месторождении (по крутящему моменту и ограничениям по давлению).

vibrations induced by the bit was a difficult process since the RSS service had never been used in reservoirs similar to VC. The hydraulics were designed to get the required 50 atm pressure drop across the pads to ensure the maximum RSS efficiency. Hydraulic simulations and time vs. depth analysis proved that all criteria were met to run the RSS successfully while at the same time meeting rig’s torque and pressure limitations.

Pilot Project Success An RSS+LWD pilot project was launched in VC in September-October 2009 and provided for drilling of four 152.4 mm horizontal sections. Each job was supported by specialists in a remote operation support center located in Irkutsk and a Geological team to ensure trouble-free drilling and proactive geosteering.

"WFSBHF 1%. qÏÄÃÌÄÄ ÎÍ ËÄÐÑÍÏÍÅÃÄÌÇÝ Ð bgd

"WFSBHF 344 qÏÄÃÌÄÄ ÎÍ ËÄÐÑÍÏÍÅÃÄÌÇÝ Ð psq

-FOHUI PG )PSJ[POUBM 4FDUJPO N dÊÇÌ¿ ÂÍÏÇÆÍÌÑ¿ÊÛÌÍÈ ÐÄÉÕÇÇ Ë $JSDVMBUJPO )PVST oÏÍÃÍÊÅÇÑÄÊÛÌÍÐÑÛ ÕÇÏÉÒʾÕÇÇ Ö %SJMMJOH )PVST oÏÍÃÍÊÅÇÑÄÊÛÌÍÐÑÛ ÀÒÏÄÌǾ Ö .FDIBOJDBM 301 NQI lÄÔ¿ÌÇÖÄÐÉ¿¾ ÐÉÍÏÍÐÑÛ ÎÏÍÔÍÃÉÇ Ë Ö %BZT UP 'JOJTI UIF 4FDUJPO jÍÊÇÖÄÐÑÁÍ ÃÌÄÈ Ì¿ ÐÄÉÕÇÝ

Успех пилотного проекта В сентябре-октябре 2009 года на Верхнечонском месторождении стартовал пилотный проект по строительству скважин с использованием систем РУС и КВД, предусматривавший бурение четырех горизонтальных секций диаметром 152,4 мм. Все работы осуществлялись при поддержке удаленного оперативного центра в Иркутске и команды геологов, что обеспечивало безаварийное ведение буровых

62 ROGTEC

Рис. 2 Сравнение показателей ВЗД и РУС в секции диаметром 152,4 мм Fig. 2 PDM vs. RSS Performance in 152.4 mm Section While RSS allows the use of aggressive bits, the average rate of penetration (ROP) for the four wells was about 16 mph, which is a 100-percent increase over the average PDM ROP, while record RSS ROP reached 21.85 mph. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

PowerDrive Archer

*PowerDrive Archer и Измеримый результат являются торговыми марками Шлюмберже. © 2011 Schlumberger. 11-DR-0266

РУС С ВЫСОКИМ ТЕМПОМ НАБОРА УГЛА

Schlumberger Advert PowerDrive Archer – новое поколение гибридных роторных управляемых систем Роторная управляемая система (РУС) PowerDrive Archer позволяет бурить скважины с большей интенсивностью кривизны ствола, что ранее было доступно только для гидравлических забойных двигателей. При этом сохраняются механическая скорость проходки и качество ствола, присущие бурению с РУС, в которой все внешние элементы вращаются. www.slb.com/Archer

Мировой опыт | Инновационные технологии | Измеримый результат

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 63

БУРЕНИЕ работ и эффективную геонавигацию. Благодаря применению более агрессивных долот, средняя механическая скорость проходки с использованием РУС на четырех скважинах составила 16 м/ч (рекорд – 21,85 м/ч), что вдвое выше, чем при использовании ВЗД. Это позволило сократить цикл бурения горизонтальных секций на три дня – до 3,62 суток (Рис. 2, 3). Иными словами, на бурение 100 м с использованием РУС требуется вдвое меньше времени – 0,65 суток вместо 1,39 суток. Кроме того, применение РУС позволило эффективнее проводить скважину с использованием КВБ и размещать ее в самых продуктивных зонах (Рис.

4). При этом эффективная длина горизонтальной секции увеличилась до более чем 70 % (скв. 814 – 86%), в то время как на скважинах, пробуренных с использованием ВЗД, этот показатель составляет всего 30%. В результате, дебиты скважин увеличились вдвое – до 200-250 т в сутки (скв. 814 – 290 т в сутки). Сравнительный анализ бурения с РУС и с ВЗД также выявил преимущества новой технологии. Как показано на Рис. 5А, траектория ствола с ВЗД представлена простой нисходящей линией от середины продуктивной зоны до ее подошвы.

The increased ROP enabled VCNG to drill horizontal sections in 3.62 days saving about three days over PDM (Fig. 2, 3). In other words, it takes half as much time to drill 100 m – this parameter reduced from 1.39 days to 0.65 days.

RSS РУС

PDM ВЗД

Рис. 3 График «глубина-день» для секции диаметром 152,4 мм (без времени на спуско-подъемные операции) Fig. 3 Time vs. Depth Curve to Drill 152.4 mm Section (Without Trip Time) Moreover, RSS allowed geologists to effectively steer the well using LWD to ensure the trajectory within the

Planned Trajectory Планируемая траектория

Actual Trajectory Реальная траектория

Рис. 4 Пример проводки скважины с КВБ и геонавигацией Fig. 4 Well Placement with LWD and Geosteering

64 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

БУРЕНИЕ Бурение последних 200 м горизонтальной секции сопровождалось значительными осложнениями. Результатом низкой эффективности направленного бурения и непредсказуемого падения зенитного угла стал тот факт, что конечная глубина по вертикали была достигнута на 100 м ранее проектной глубины по стволу, и геологические цели скважиной выполнены не были – в отличие от скважины, пробуренной с применением РУС и КВБ (Рис. 5В). Таким образом, новые технологии открывают широкие возможности для максимально эффективной разработки продуктивных горизонтов ВЧ1 и ВЧ2. Использование РУС в сочетании с технологией геонавигации отлично зарекомендовало себя при Рис. 5А Типовая траектория ствола скважины с ВЗД

Рис. 5В Траектория ствола скв. 640 (РУС+КВБ)

sweet spot of the reservoir (Fig. 4). This improved the ratio of net length to gross reservoir exposure to over 70 percent (86 percent in Well 814) as opposed to 30 percent demonstrated by PDM. High net-to-gross resulted in doubled production rate that reached 200 tpd to 250 tpd (290 tpd in Well 814).

RSS vs. PDM analysis has also proved the advantages of the new technology. As shown in Fig. 5A, the PDM well path is a simple descending line from the middle of the pay zone to its bottom. Moreover, the drilling of the last 200 m of the horizontal section encountered significant difficulties in sliding. As a result of low slide efficiency and unpredicted dropping tendency, final TVD was reached 100 m before target depth. This well failed to meet its

Fig. 5A Typical PDM Trajectory

Fig. 5B Well 640 Trajectory (RSS+LWD)

Рис. 5 Сравнение траекторий скважин с ВЗД и РУС Fig. 5 PDM vs. RSS Well Trajectory

66 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Âàøè áóðèëüíûå òðóáû çàñëóæèâàþò ëó÷øåãî! Ñïëàâû

®

Duraband NC ® Tuffband NC

äëÿ ïîâåðõíîñòíîãî óïðî÷íåíèÿ

Óæå è è! â Ðîññ Ïîñåòèòå íàñ MIOGE 2011 Ïàâèëüîí 2 Ìîñêâà, Ðîññèÿ 21-24 èþíÿ

Ïîâåðõíîñòíîå óïðî÷íåíèå Duraband NC Hardbanding Èñïîëüçîâàíèå: äëÿ ïåðâè÷íîãî è ïîâòîðíîãî èñïîëüçîâàíèÿ íà áóðèëüíûõ çàìêàõ

Ïðîâåðåííûé âðåìåíåì âûáîð îïåðàòîðîâ ïðîìûñëîâ, áóðîâûõ ïîäðÿäíûõ ôèðì è êîìïàíèé, ñäàþùèõ îáîðóäîâàíèå â àðåíäó

• Íå ïîäâåðæåíû ðàñòðåñêèâàíèþ • Ñïîñîáñòâóþò ñîõðàíåíèþ îáñàäíûõ êîëîíí • 100% ðåìîíòîïðèãîäíîñòü

Ñåðòèôèöèðîâàíî Fearnley Procter NS-1TM Ïîâåðõíîñòíîå óïðî÷íåíèå

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

POSTLE

Tuffband NC Hardbanding Èñïîëüçîâàíèå: äëÿ ïåðâè÷íîãî èñïîëüçîâàíèÿ íà áóðèëüíûõ çàìêàõ

Åâðîïà/Ðîññèÿ/Çàïàäíàÿ Àôðèêà:Êîëèí Äàôô colin@mathiesonweld.co.uk Òåë. +44 1563 820505

www.hardbandingsolutions.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 67

Đ‘ĐŁĐ Đ•Đ?Đ˜Đ• Đ Đ¸Ń . 6Đ? ХкНадыванио ĐąŃƒŃ€Đ¸ĐťŃŒĐ˝ĐžĐš кОНОнны на ĐłĐťŃƒĐąĐ¸Đ˝Đľ 3 270 Đź Fig. 6A Slack-Off Buckles Drillstring at 3,270 m "YJBM -PBE ÂŻ 3VO JO )PMF BU N ÂŻ 344 8FMM nĂ?Äà ¿ž ĂŒÂżĂ‚Ă?ÒÆÉ¿ ÂŻ qĂŽĂ’Ă?É jmaj ĂŒÂż Ă‚ĂŠĂ’Ă€Ă‡ĂŒĂ’ Ă‹ ÂŻ psq Ă?ÉĂ

Đ Đ¸Ń . 6Đ’ РОтОрнОо ĐąŃƒŃ€ĐľĐ˝Đ¸Đľ на ĐłĐťŃƒĐąĐ¸Đ˝Đľ 3 270 Đź Fig. 6B Rotary Drilling at 3,270 m "YJBM -PBE ÂŻ 3PUBSZ %SJMMJOH BU N ÂŻ 344 8FMM nĂ?Äà ¿ž ĂŒÂżĂ‚Ă?ÒÆÉ¿ ÂŻ pĂ?Ă‘Ă?Ă?ĂŒĂ?Ă„ ÀÒĂ?Ă„ĂŒĂ‡Ă„ ĂŒÂż Ă‚ĂŠĂ’Ă€Ă‡ĂŒĂ„ Ă‹ ÂŻ psq Ă?ÉĂ

Đ Đ¸Ń . 6 Đ&#x;Ń€ĐľĐ¸ĐźŃƒŃ‰ĐľŃ Ń‚Đ˛Đ° ĐąŃƒŃ€ĐľĐ˝Đ¸Ń? Ń Đ ĐŁĐĄ на ĐąĐžĐťŃŒŃˆĐ¸Ń… ĐłĐťŃƒĐąĐ¸Đ˝Đ°Ń… Fig. 6 RSS Advantages While Drilling Deep Wells ĐąŃƒŃ€ĐľĐ˝Đ¸Đ¸ на ĐąĐžĐťŃŒŃˆĐ¸Ń… ĐłĐťŃƒĐąĐ¸Đ˝Đ°Ń…. Так, иС-Са Ń ĐťĐžĐśĐ˝ĐžŃ Ń‚Đ¸ траоктОрии Ń ĐşĐ˛. 640, на ОпродоНоннОК ĐłĐťŃƒĐąĐ¸Đ˝Đľ (3 270 Đź) новОСПОМнО йыНО Đ´ĐžŃ Ń‚Đ¸ĐłĐ˝ŃƒŃ‚ŃŒ СайОŃ? йоС вращониŃ? – ĐąŃƒŃ€Đ¸ĐťŃŒĐ˝Đ°Ń? кОНОнна Ń ĐşĐťĐ°Đ´Ń‹Đ˛Đ°ĐťĐ°Ń ŃŒ даМо йоС Đ˝Đ°ĐłŃ€ŃƒĐˇĐşĐ¸ на дОНОтО (Đ Đ¸Ń . 6Đ?). Đ ĐľŃˆĐ¸Ń‚ŃŒ Ń?Ń‚Ńƒ ĐżŃ€ĐžĐąĐťĐľĐźŃƒ пОСвОНиНО приПононио Đ ĐŁĐĄ: ĐżĐžŃ ĐťĐľ каМдОгО наращиваниŃ? ворхниК привОд ĐžĐąĐľŃ ĐżĐľŃ‡Đ¸Đ˛Đ°Đť вращонио ĐąŃƒŃ€Đ¸ĐťŃŒĐ˝ĐžĐš кОНОнны Đ´ĐťŃ? Đ´ĐžŃ Ń‚Đ¸ĐśĐľĐ˝Đ¸Ń? СайОŃ? йоС ĐżĐžŃ Đ°Đ´ĐžĐş и Ń ĐşĐťĐ°Đ´Ń‹Đ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń?, в Ń€ĐľĐˇŃƒĐťŃŒŃ‚Đ°Ń‚Đľ чогО Ń ĐťĐľĐ´ŃƒŃŽŃ‰Đ¸Đľ 90 Đź йыНи ĐżŃ€ĐžĐąŃƒŃ€ĐľĐ˝Ń‹ йоС прОйНоП (Đ Đ¸Ń . 6Đ’), и прОоктнаŃ? ĐłĐťŃƒĐąĐ¸Đ˝Đ° йыНа Đ´ĐžŃ Ń‚Đ¸ĐłĐ˝ŃƒŃ‚Đ° в ŃƒŃ Ń‚Đ°Đ˝ĐžĐ˛ĐťĐľĐ˝Đ˝Ń‹Đľ Ń Ń€ĐžĐşĐ¸. Đ’ итОго, Ń ĐşĐ˛. 640 Ń Ń‚Đ°ĐťĐ° Ń Đ°ĐźĐžĐš ĐłĐťŃƒĐąĐžĐşĐžĐš в раПках пиНОтнОгО прОокта – 3 360 Đź. Đ’ ОйщоП Мо, тохнОНОгии КВБ и гоОнавигации дОкаСаНи Ń Đ˛ĐžŃŽ Ń?Ń„Ń„ĐľĐşŃ‚Đ¸Đ˛Đ˝ĐžŃ Ń‚ŃŒ при раСрайОтко Đ’ĐľŃ€Ń…Đ˝ĐľŃ‡ĐžĐ˝Ń ĐşĐžĐłĐž ĐźĐľŃ Ń‚ĐžŃ€ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń?, ĐżĐžŃ ĐşĐžĐťŃŒĐşŃƒ ĐłĐľĐžĐťĐžĐłĐ¸Ń‡ĐľŃ ĐşĐ°Ń? Đ˝ĐľĐžĐżŃ€ĐľĐ´ĐľĐťĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń‚ŃŒ ĐżĐťĐ°Ń Ń‚Đ° ĐžŃ‡ĐľĐ˝ŃŒ Đ˛Ń‹Ń ĐžĐşĐ°: Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝Ń‹ ĐźĐžĐłŃƒŃ‚ ĐˇĐ˝Đ°Ń‡Đ¸Ń‚ĐľĐťŃŒĐ˝Đž ĐžŃ‚ĐťĐ¸Ń‡Đ°Ń‚ŃŒŃ Ń? От Ń ĐžŃ ĐľĐ´Đ˝Đ¸Ń…. ГоОнавигациŃ? пОСвОНиНа ŃƒĐ˛ĐľĐťĐ¸Ń‡Đ¸Ń‚ŃŒ Ń?Ń„Ń„ĐľĐşŃ‚Đ¸Đ˛Đ˝ŃƒŃŽ Đ´ĐťĐ¸Đ˝Ńƒ ĐłĐžŃ€Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń‚Đ°ĐťŃŒĐ˝ĐžĐš Ń ĐľĐşŃ†Đ¸Đ¸ в ŃƒŃ ĐťĐžĐ˛Đ¸Ń?Ń… Đ˝ĐľĐžĐżŃ€ĐľĐ´ĐľĐťĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń‚Đ¸

68 ROGTEC

geological objectives, while the well drilled with RSS+LWD succeeded (Fig. 5B). Therefore, new technology opens new opportunities for improved development of VC1 and VC2 reservoirs.

RSS coupled with geosteering made a good show while drilling deep wells. When Well 640 was drilled to a measured depth of 3,270 m it was not possible to reach the bottom without rotation: the drillstring was buckling even with no weight on bit because of the complexity of the well path (Fig. 6A). RSS was the solution: after each connection the top drive rotated the drillstring to reach bottom by eliminating drag and friction. Thus, VCNG was able to drill another 90 m without any problems (Fig. 6B) and reach planned target depth; Well 640 became the longest well on the pilot project with measured depth of 3,360 m.

Speaking of the entire project, LWD coupled with geosteering proved its worth in VC since reservoir uncertainty is very high and a well may be very much www.rogtecmagazine.com

DRILLING расположения продуктивного коллектора за счет своевременной корректировки траектории скважины. Это способствовало проводке стволов в наиболее продуктивных зонах, таким образом, улучшая начальный дебит и сокращая период окупаемости. Итак, в ходе пилотного проекта был выявлен ряд преимуществ технологий РУС и КВБ как с технической, так и с экономической точек зрения: » экономия затрат на строительство скважин; » сокращение сроков бурения и снижение связанных с бурением рисков; » улучшение расположения скважины в пласте и повышение качества ствола; » ускорение ввода скважин в эксплуатацию и обеспечение более высоких дебитов; » возможность бурения скважин с большим отходом от вертикали. Широкомасштабное внедрение Вслед за успехом пилотного проекта, технологии РУС и КВД нашли применение в масштабах всего Верхнечонского месторождения – с осени 2009 года с использованием новой методики было пробурено около 90 % всех секций диаметром 152,4 мм. Дополнительные преимущества РУС и КВБ были выявлены при зарезке бокового ствола из основной секции диаметром 152,4 мм – на сегодняшний день, проведено уже две таких операции. В одном из

unlike its neighbors. Geosteering significantly improved net-to-gross in the high reservoir uncertainty due to timely adjustment of the designed well trajectory. This helped increase the length of the borehole in the net pay, thus improving initial flow rates and reducing the payback period.

Thus, the pilot project execution helped clearly determine major advantages of RSS+LWD from both technical and economical viewpoints:

» Well construction cost savings » Decreased drilling time and associated risks » Improved well placement and borehole quality » Early production with higher oil production rates » Increased well step out option Large-Scale RSS Drilling Good results of the pilot project led VCNG to expand RSS+LWD application across VC field. Since autumn 2009, about 90 percent of all 152.4 mm sections were drilled with utilization of the new methodology.

Further advantages of RSS+LWD were demonstrated when sidetracking from the original 152.4 mm section. Two successful sidetracks have been performed to date. In one case, the openhole sidetracking was initiated even without pulling the BHA out of the hole. The manner of ledge creation can be explained as time drilling: pick up from sidetracking point for 1 m, then time drilling with about 0.3 mph, then pick up again for 2 m and start time drilling with 0.6 mph. Drilling continued in

ϔұҷҸһҸҽһҼҸҳӁҲҬӅү һҹҵҪҬӅ ҹҸҬүҺҿҷҸһҼҷӅҿ ҽҹҺҸӁҷүҷҲҳ ҫҽҺҸҬҸҭҸ һҷҪҺӉҮҪ ҮҵӉ ҶҲҺҸҬҸҳ ҷүҾҼӉҷҸҳ ҸҼҺҪһҵҲ

ϗҲҮүҺ Ҭ ҸҫҵҪһҼҲ ҼүҿҷҸҵҸҭҲҳ ұҪӃҲҼӅ ҸҼ ҲұҷҸһҪ ҫҽҺҲҵӆҷӅҿ ҴҸҵҸҷҷ Ҳ ҫҽҺҸҬҸҭҸ һҷҪҺӉҮҪ - ϝҪҶҪӉ ҲұҬүһҼҷҪӉ Ҭ ҶҲҺү ҶҪҺҴҪ һҹҵҪҬҸҬ ҮҵӉ ҹҸҬүҺҿҷҸһҼҷӅҿ ҽҹҺҸӁҷүҷҲҳ - ϝҪҶҪӉ ҹҺҸӁҷҪӉ Ҳ ҷҪҲҵҽӁӂҪӉ Ҭ ҸҼҺҪһҵҲ ұҪӃҲҼҪ ҸҼ ҲұҷҸһҪ ҫҽҺҸҬӅҿ ҴҸҵҸҷҷ - ϛүҺҬӅҳ Ҭ ҸҼҺҪһҵҲ ҬҸһһҼҪҷҪҬҵҲҬҪүҶӅҳ, ҽһҼҸҳӁҲҬӅҳ Ҵ ҹҸӉҬҵүҷҲӈ ҼҺүӃҲҷ һҹҵҪҬ ҮҵӉ ҹҸҬүҺҿҷҸһҼҷӅҿ ҽҹҺҸӁҷүҷҲҳ - ϝҹҵҪҬ Arnco 150XT ҷүҮҪҬҷҸ ҹҸҵҽӁҲҵ һүҺҼҲҾҲҴҪҼ NS-1TM ҮҵӉ ҷҪӁҪҵӆҷҸҭҸ Ҳ ҹҸҬҼҸҺҷҸҭҸ ҲһҹҸҵӆұҸҬҪҷҲӉ

ϙҪ ҷҪӂүҶ һҪҳҼү ҬӅ ҷҪҳҮүҼү ҮҸҹҸҵҷҲҼүҵӆҷҽӈ ҲҷҾҸҺҶҪӀҲӈ, ҬҴҵӈӁҪӉ ҹҸҮҺҸҫҷӅү ҮҪҷҷӅү ҹҸ ҸӀүҷҴү ҹҺҸҲұҬҸҮһҼҬүҷҷӅҿ ҹҸҴҪұҪҼүҵүҳ ҹҺҸҮҽҴҼҪ.

"SODP 5FDIOPMPHZ 5SVTU -UE &NBJM "SODP!BSODPUFDI DPN Ϟϑϗ

www.hardbanding.com

БУРЕНИЕ случаев, зарезка в открытом стволе была произведена без подъема КНБК после бурения основного ствола. Операция проводилась по специальной мето- дике – «бурение по времени», предусматривавшей подъем на 1 м от точки зарезки, затем бурение с ограниченной нагрузкой на долото со скоростью 0,3 м/ч, затем подъем на 2 м и ограниченное бурение со скоростью 0,6 м/ч. Подобным образом осуществлялось бурение всего интервала 7-10 м. Зарезка бокового ствола была завершена за один день, позволив сэкономить время и затраты на установку цементного моста, спускоподъемные операции и замену КНБК. Выполнение зарезки по азимутальному направлению с РУС является возможным благодаря отталкиванию долота педалями в необходимую сторону от ствола скважины с одновременным действием силы гравитации. Режущее действие долота направлено на нижнюю стенку ствола скважины, что обеспечивает отход от основного ствола в кратчайшие сроки. При этом, опыт двух операций на Верхнечонском месторождении показывает, что «бурение по времени» необходимо производить как минимум на всю длину прибора РУС. С другой стороны, такой способ зарезки боковых стволов открывает дорогу использованию РУС для бурения многоствольных скважин для одновременной добычи нефти из пластов ВЧ1 и ВЧ2 с оптимальной динамикой флюида. Оптимизация строительства секции диаметром 215,9 мм В соответствии с типовым дизайном скважин на Верхнечонском месторождении, секция диаметром 215,9 мм является самой длинной. Необходимо отметить, что ее бурение зачастую осложняется низкой скоростью проходки в твердых доломитах, риском прихвата в нестабильных аргиллитах, расположенных над продуктивной зоной, а также сни- жением эффективности направленного бурения в нижней части секции. Большинство проблем можно решить с использованием специальной РУС с силовой секцией (Рис. 7). Эта система использует полностью интегрированный силовой привод, представленный высокомоментным забойным двигателем, который преобразует гидравлическую энергию раствора в механическую энергию. В сочетании с вращением от верхнего привода, эта энергия увеличивает мощность, поступающую на долото, что позволяет применять для направленного бурения более агрессивные долота PDC (с поликристаллическими алмазными вставками) и оптимально использовать нагрузку на долото, что приводит к повышению механической скорости проходки и сокращению цикла строительства скважины (Рис. 8).

70 ROGTEC

Рис. 7 Дизайн комбинированной КНБК, включающей РУС с силовым приводом (секция диаметром 215,9 мм) Fig.7 PRSS BHA Design for 215.9 mm Section such a way for the next 7 m to 10 m. The sidetrack was completed in about one day, saving time and money on the cement plug installation and pulling and running different BHA’s. www.rogtecmagazine.com

DRILLING К настоящему времени с применением силовой РУС на Верхнечонском месторождении пробурено четыре скважины – и новая технология доказала свою эффективность. Более гладкий ствол обеспечил снижение осевых и скручивающих нагрузок, действующих на бурильную колонну. Повышенные скорости вращения на долоте и менее интенсивное враще- ние бурильной колонны привели к снижению уровня вибраций в бурильной колонне и, следовательно, увеличению проходки – в среднем, на 58 %. При этом отработанные долота PDC оставались в хорошем состоянии, что позволяет увеличить время работы долота и заканчивать секцию за один рейс.

Azimuthal sidetracking with RSS is possible since the RSS’s pads help push the bit to the side helped by gravitational forces, while the bit cutting action acts on the low side of borehole. At the same time, the first sidetracking experience in VC shows that time drilling approach should be applied for at least the length of the RSS tool.

On the other hand, this sidetracking experience opens up future applications of RSS for multilateral drilling to help improve oil production from both VC1 and VC2 sandstones with proper fluid dynamics.

Construction Cycle Optimized for 215.9 mm Sections In the typical well design for VC wells, the longest Одним из наиболее важных положительных эффектов section is the one of 215.9 mm. Drilling of this section применения РУС с силовой секцией является стабильность is often associated with low ROP in hard dolomites, risk КНБК: во время бурения наблюдались очень of sticking in unstable shale located just above the pay слабые вибрации за счет отделения поверхностного zone and sliding efficiency decreases in the lower part вращения от вращения на долоте. Дополнительными of the section. Most of these issues can be resolved преимуществами with the use of a power использо- вания rotary steerable system Геонавигация позволила увеличить силовой РУС эффективную длину горизонтальной (PRSS) (Fig. 7). стали сокращение секции в условиях неопределенности PRSS has a fully извилистости и улучшение очистки integrated high-torque расположения продуктивного ствола скважины. power section that коллектора за счет своевременной converts mud hydraulic корректировки траектории скважины power to mechanical Таким образом, очевидно, что energy. This energy Geosteering improved net-to-gross in ключевыми combined with rotation компонентами provided by the rig’s the high reservoir uncertainty due to дальнейшей top drive significantly timely adjustment of the designed well оптимизации increases downhole trajectory процесса бурения power at the bit. The на Верхнечонском additional torque месторождении являются оптимизация КНБК с capacity allows more aggressive PDC (polycrystalline силовой РУС и правильный выбор долот PDC, а diamond cutter) bits for directional applications and high сокращение продолжительности бурения секции weight on bit resulting in increased ROP and reduced диаметром 215,9 мм и оптимизация спуска well cycle time (Fig. 8). обсадной колонны способны значительно улучшить эффективность и прибыльность проекта в целом.

To date, VCNG has drilled four wells with PRSS and the new technology has proved very efficient. The smoother Золотой стандарт borehole drilled with PRSS helped reduce torque and drag. Использование технологий РУС и КВБ стало одной Higher rotary speeds at the bit and slower drillstring rotation из главных составляющих успешного бурения на reduced the vibrations in the drillstring, hence improving Верхнечонском месторождении. И если раньше penetration rates by 58 percent on average. Moreover, цикл строительства добывающих скважин с PDC bits were pulled out of the hole in good condition; использованием ВЗД и стандартной технологии therefore, PRSS can prolong bit life and this opens an наклонно-направленного бурения составлял в среднем opportunity to finish the section in one run.

63 дня, а эффективная длина горизонтальной секции не превышала 30% от ее общей длины, то, благодаря One of the most important lessons learned from the drilled внедрению технологий РУС, КВБ и геонавигации, к wells was the positive effect of PRSS on BHA stability, июлю 2010 года цикл строительства скважины удалось since very low vibrations were observed while drilling each сократить до 22,3 суток (и это с учетом бурения well. This stability was achieved by decoupling the surface дополнительных 100 м горизонтальной секции!), а rotation from the bit rotation with greater torque PDM. эффективная длина секции увеличилась до 70%, что Other benefits offered by PRSS were reduced tortuosity привело и к кратному росту добычи. and better hole cleaning. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 71

БУРЕНИЕ

Рис. 8 Графики «глубина-день» для скважин, пробуренных с силовой РУС Fig. 8 Time vs. Depth Curves for Wells Drilled with PRSS В ближайшие два года ОАО «Верхнечонскнефтегаз» планирует продолжить совершенствование процесса бурения:

» увеличить длину скважины по стволу до 3 600 м

Therefore, the key components for drilling optimization in VC are further PRSS BHA design optimization and improved PDC bit selection. While less days in finishing the 215.9 mm section and casing running optimization will significantly improve the overall project efficiency and profitability.

и более;

» реализовать пилотный проект бурения скважин с большим отходом от вертикали (горизонтальная секция диаметром 152,4 мм длиной 1 500 м);

» сократить число кустов на месторождении за счет увеличения отхода стволов от вертикали. Все это было бы невозможно без использования роторно-управляемых систем. Опыт применения роторно-управляемых систем и каротажа во время бурения в ОАО «Верхнечонскнефтегаз» установил новые технологические стандарты, своеобразную новую «точку отсчета» в эффективности и затратах на разработку месторождений Восточной Сибири, а предложенные основы проектирования скважин, теоретические пределы бурения и новые технологии, опробованные на Верхнечонском месторождении, могут быть применимы и на других проектах региона. Доклад «Результаты применения новых технологий в бурении при разработке сложного месторождения Восточной Сибири – Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения» был подготовлен для представления в 2010 году в рамках Российской нефтегазовой технической конференции и выставки SPE. Номер доклада – SPE 135969. Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за предоставление материалов

72 ROGTEC

Gold Standard RSS and LWD significantly contributed to overall drilling optimization in VC field. As compared to the initial well cycle for a development well (63 days) and net-to-gross ratio (30 percent) achieved with a conventional PDM, RSS helped reduce well construction cycle to 22.3 days (including an addition of 100 + m of lateral section) and boost net-to-gross to exceed 70 percent

by July 2010. This resulted in a significant production increase.

Rotary steerable systems and LWD significantly contributed to overall drilling optimization in VC. VCNG is going to further optimize its drilling performance in the next two years, which would not be possible without rotary steerable systems: » Increasing well length up to 3,600 m of measured depth and above » Piloting extended reach drilling (152.4 mm horizontal section of 1,500 m) » Decreasing the number of pads by increasing wells step out VCNG experience with rotary steerable systems, logging while drilling and geosteering has set new standards and a benchmark for drilling efficiency and cost in East Siberia.

The well designs, technical limits and new technologies tested in Verkhnechonskoye field may also be applied in other fields of the region. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Наша справка

Project Highlights

Результаты использования РУС и КВБ в секции диаметром 152,4 мм: » самая глубокая скважина: скв. 894 (глубина по стволу –3 506 м); » наибольшая скорость проходки: скв. 730 (секция длиной 520 м пробурена за 1,65 дня со средней механической скоростью 40 м/ч); » скорость проходки увеличилась в среднем на 110%; » продолжительность бурения 100 м сократилась на 50%; » эффективная длина горизонтальной секции превышает 65% (скв. 730–91%); » дебит нефти увеличился более чем вдвое, до 200-250 т в сутки (скв. 814–290 т в сутки); » проведено две успешных зарезки бокового ствола в открытом стволе.

Major Achievements of RSS+LWD Application in 152.4mm Section: » The longest well on the project is Well 894 (3,506 m of measured depth) » The fastest section was drilled in Well 730 (a section of 520 m was finished in 1.65 days with an average ROP of 40 mph) » Overall ROP improvement is 110 percent » 50-percent reduction in days per 100 m » Net-to-gross ratio exceeds 65 percent (91 percent in Well 730) » Well productivity more than doubled to reach 200 tpd to 250 tpd (290 tpd in Well 814) » Two successful openhole sidetracks were performed

Результаты использования РУС с силовым приводом в секции диаметром 215,9 мм: » газонагнетательная скважина 5002 завершена за 12 днейновый рекорд; » скорость проходки увеличилась на 58%, с 17 м/ч до 27 м/ч; » 547 м в сутки–рекордная суточная проходка; » продолжительность бурения 100 м сократилась на 50%.

Major Achievements of PRSS Application in 215.9 mm Section: » Gas injection well 5002 was finished in record breaking 12 days » ROP improvement is 58 percent (from 17 mph to 27 mph) » Record daily meterage is 547 m drilled per day » 50-percent reduction in days per 100 m

This paper on «Results of New Drilling Technology Application on the Development of Verkhnechonskoye, a Complex East Siberian Field» was prepared for presentation at the 2010 SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition; paper number is SPE 135969. Published with thanks to TNK-BP and Innovator Magazineand Innovator Magazine

ŋśŬťūũŤŭŠ ţŬŭţŨŨŶŤ ŪũŭŠŨűţśŦ Ļūťŭţťţ Ũś ŅũŨůŠūŠŨűţţ ţ ĽŶŬŭśŝťŠ SPE Ūũ ūśŢūśŜũŭťŠ ŧŠŬŭũūũšşŠŨţŤ ŝ ũŬŦũšŨŠŨŨŶŰ ŮŬŦũŝţźŰ ţ ĻūťŭţťŠ

ŊĿńŅĺņĺ

ľŠũŦũŞţź ţ ūśŢŝŠşťś ļŮūŠŨţŠ ţ ŬŭūũţŭŠŦŷŬŭŝũ ŬťŝśšţŨ ŋśŢūśŜũŭťś ŨśŢŠŧŨŶŰ ţ ŧũūŬťţŰ ŧŠŬŭũūũšşŠŨţŤ ōŠŰŨũŦũŞţź ūśŢūśŜũŭťţ ţ şũŜŶŲś ňũŝŠŤųţŠ ŭŠŰŨũŦũŞţţ ţ ŪūŠşŠŦŶ ţŰ ţŬŪũŦŷŢũŝśŨţź ŅśşūũŝŶŠ ūŠŬŮūŬŶ ŊūũŧŶųŦŠŨŨśź ŜŠŢũŪśŬŨũŬŭŷ, ũŰūśŨś ũťūŮšśŹŴŠŤ ŬūŠşŶ, ŬũűţśŦŷŨśź ũŭŝŠŭŬŭŝŠŨŨũŬŭŷ ōŠŰŨţŲŠŬťţŠ ŢśşśŲţ ţ ŨŠūŠųŠŨŨŶŠ ŪūũŜŦŠŧŶ ŌŜũū ŧŠŭŠũūũŦũŞţŲŠŬťţŰ ţ ŧũūŬťţŰ şśŨŨŶŰ ţ ŨśŜŦŹşŠŨţź Ţś ũťūŮšśŹŴŠŤ ŬūŠşũŤ

18 – 20 ŨŤŬŹśŪŹ 2011 ņŨūŤŜŚ, ļļŐ, ũŚŜŢťŶŨŧ ȿ75

z

z

z

ňũŝũŠ ŭŠŰŨţŲŠŬťũŠ ŧŠūũŪūţźŭţŠ ŮūũŝŨź b2b şŦź ŬŪŠűţśŦţŬŭũŝ ŨŠůŭŠŞśŢũŝũŤ ũŭūśŬŦţ: ŭŧŢŤŚťŶŧŚŹ ŜŨšŦŨŠŧŨūŬŶ ŞŨūŬŭũŚ Ť ŧŨŜşţŲŢŦ ŬşůŧŨťŨŝŢŹŦ, ŪŚśŨŬŚŦ ŜşŞŭųŢů ŬşůŧŢűşūŤŢů ūũşŰŢŚťŢūŬŨŜ, ŢŧŠşŧşŪŨŜ Ţ ŷŤūũşŪŬŨŜ, ũťŚŬŮŨŪŦŚ ŞťŹ ũŪŨŮşūūŢŨŧŚťŶŧŨŝŨ ŨśųşŧŢŹ Ţ ŨśŦşŧŚ ŦŧşŧŢŹŦŢ ŅũŨůŠūŠŨűţũŨŨśź ŪūũŞūśŧŧś, ŬũŬŭśŝŦŠŨŨśź SPE, Ūũş ũŜŴŠŤ ŭŠŧũŤ «ŘťŬŭūŠŧśŦŷŨŶŠ ŪūũŜŦŠŧŶ şŦź ūśŢŝŠşťţ ţ şũŜŶŲţ». ŋŨũŪşŞūşŞŚŬşťŢ ŨŪŝŤŨŦŢŬşŬŚ: ŋ.ļ. ĻŪşšŢŰŤŢţ (ŢūũŨťŧŢŬşťŶŧŵţ ŜŢŰş-ũŪşšŢŞşŧŬ ũŨ ŪŚšŜşŞŤş Ţ ŞŨśŵűş ŤŨŦũŚŧŢŢ ŌŇń-ļŊ) Ţ ĺ.Ļ. ŁŨťŨŬŭůŢŧ (ũŪŨŪşŤŬŨŪ ŊŨūūŢţūŤŨŝŨ ĽŨūŭŞŚŪūŬŜşŧŧŨŝŨ ōŧŢŜşŪūŢŬşŬŚ ŇşŮŬŢ Ţ ĽŚšŚ ŢŦ. ł.ņ. ĽŭśŤŢŧŚ) ŎŨţťśŦŷŨśź ŝũŢŧũšŨũŬŭŷ ŮŲśŬŭţź – «ŃŨťŮŜśŭũū ŭŠŰŨũŦũŞţŤ»: ŜŨšŦŨŠŧŨūŬŶ ŞťŹ ŪŚšŜŢŜŚŸųŢůūŹ, ŢŧŧŨŜŚŰŢŨŧŧŵů ŤŨŦũŚŧŢţ ũŪŨŞşŦŨŧūŬŪŢŪŨŜŚŬŶ ūŜŨŢ ŪŚšŪŚśŨŬŤŢ Ţ ũŪŢŦşŧşŧŢş ŧŨŜŵů ŬşůŧŨťŨŝŢţ

ŅũŨŭśťŭŶ ŝ ŇũŬťŝŠ:

ŌŝźšţŭŠŬŷ Ŭ Ũśŧţ ŬŠŤŲśŬ, ŲŭũŜŶ ŢśūŠŢŠūŝţūũŝśŭŷ ŬŭŠŨş Ũś ŝŶŬŭśŝťŠ!

ŇŚŬŚťŶŹ ŋŢŬŧŢŤŨŜŚ, ŦşŧşŞŠşŪ ũŪŨşŤŬŚ: TŠŦ:. +7 495 937 6861, şũŜ. 136. E-mail: natalia.sitnikova@reedexpo.ru

ŅũŨŭśťŭŶ ŝ ņũŨşũŨŠ:

ŇŚŬŚťŶŹ řŰşŧŤŨ, ŦşŧşŞŠşŪ ũŪŨşŤŬŚ: TŠŦ:. +44 (0)20 8910 7194. E-mail: natalia.yatsenko@reedexpo.co.uk

ʼnŨŞŪŨśŧŚŹ ŢŧŮŨŪŦŚŰŢŹ Ũ ŦşŪŨũŪŢŹŬŢŢ ŧŚ ūŚţŬş www.arcticoilgas.ru ňŪŝŚŧŢšŚŬŨŪŵ ńŨŧŮşŪşŧŰŢŹ

ļŵūŬŚŜŤŚ ňňň «ŊŢŞ ŗťūŢŜşŪ»

БУРЕНИЕ

Эффективность рационального использования систем очистки бурового раствора Drilling Fluid Cleaning Systems: Maximizing Efficiency

Д.В. Барсуков, А.С. Крутиков (Нефтеюганский филиал ООО «РН-Бурение»)

Введение Применяемая технология строительства скважин вызывает как техногенные нарушения на поверхности земли, так и изменения физикохимических условий на глубине при вскрытии пластов-коллекторов в процессе бурения. Загрязнителями окружающей среды при бурении скважин являются многочисленные химические реагенты, применяемые для приготовления буровых растворов. Для повышения качества последних применяются системы очистки. Блоки очистки предназначены для ведения буровых работ по малоотходной технологии и входят в состав циркуляционных систем буровых установок всех классов. Оборудование циркуляционных систем обеспечивает: » грубую очистку буровых растворов от шлама на виброситах;

» обработку раствора на песко- и илоотделителях с выделением шлама пониженной влажности (пульпы);

D.V. Barsukov, A.S. Krutikov: Nefteyugansk branch of LLC “RN-Bureniye”

Introduction Well construction technology that is currently used not only causes surface disruptions, but also affects physical and chemical conditions at depth during the penetration of reservoir beds while drilling. Substances contaminating the environment during well drilling include various chemical reagents used for the preparation of drilling fluids, and cleaning systems are used to improve the quality of these fluids.

Cleaning units are meant for low-waste drilling technology and are included into the circulation systems of all types of drilling rigs. Circulation system equipment ensures: » rough cleaning of drilling fluids on vibrating screens;

» solution processing on sand- and silt- separators with separation of low humidity slime (pulp); » centrifuge separation of two non-soluble mixed fluids of different density; » multiple usage of drilling fluid and extraction of excess colloidal phase, as well as regeneration of barytes upon well completion;

» сепарирование на центрифугах двух смешанных жидкостей различной плотности, не растворимых одна в другой;

» processing of surplus drilling fluid with separation into recyclable water and low humidity slime;

» многократное использование раствора при бурении

» degassing of drilling fluids.

и выведение из него избытка коллоидной фазы, а также регенерацию барита после завершения бурения скважины;

74 ROGTEC

Using complete solids control units provides a 1.5 fold decrease in drilling waste and 15-20% reduction in the consumption of chemical reagents. During closed-loop www.rogtecmagazine.com

DRILLING

» переработку избытков бурового раствора с его разделением на оборотную воду и шлам пониженной влажности; » дегазацию буровых растворов. При использовании полнокомплектных блоков очистки в 1,5 раза уменьшается объем отходов бурения, на 15-20 % – расход химических реагентов. В процессе безамбарного бурения из блока очистки выходит шлам пониженной влажности, пригодный для перевозки в контейнерах или бортовых транспортных средствах. Такой шлам легко поддается обезвреживанию по известным технологиям при минимуме затрат. Качественно очищенный буровой раствор значительно снижает риски возникновения аварийных ситуаций (прихватов), а также увеличивает межремонтный период бурового оборудования. Сравнительный анализ использования систем очистки с полным и неполным комплектом оборудования на примере обвязки БУ 3000 ЭУК-1М В настоящее время существует четырехступенчатая система очистки «вибросито – пескоотделитель – илоотделитель – центрифуга», на каждой ступени которой буровой раствор может быть очищен до определенного размера частиц. На рис. 1 показана

drilling, the solids control unit produces drilling waste which is suitable for transporting in containers or platform vehicles.

This waste is easily neutralized using existing technologies at minimum cost. Well cleaned drilling fluids significantly reduce the risks of formation damage, blockages and increase the repair interval for drilling equipment.

Comparative analysis of cleaning systems with a full and reduced instrument set as seen on BU3000EUK-1M pressure piping.

Currently, there is a four-stage cleaning system vibrating screen/sand separator/silt separator & centrifuge - where at every stage the drilling fluid can be cleaned to a certain grain size. Fig.1 shows the flowchart for a cleaning system with a reduced instrument set, which includes two vibrating screens, one paired sand separator, a silt separator and two centrifuges Drilling fluid from the wellhead goes through a mud return flowline or ditch to the vibrating screens, where it undergoes rough cleaning to grain size 143 microns.

Then, using sludge pumps, the drilling fluid goes to the sand separator, where it’s refined to 12 microns in size.

After this, using an axial flow pump, the drilling fluid is sent to the centrifuge, cleaned to 2 microns in size and finally the purified fluid is taken to the well with mud pumps. Discharge of this solution into any active tank is admitted, and tank usage order may also be altered.

Рис. 1. Схема системы очистки с неполным комплектом оборудования (два вибросита) на примере БУ 3000 ЭУК-1М: 1 – шламовый насос; 2 – вибросито; 3 – пескоотделитель (спарка); 4 – илоотделитель; 5 – шнековый транспортер; 6 – центрифуга; 7 – осевой насос; 8 – дегазатор www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 75

БУРЕНИЕ

Fig. 1. Flowchart of reduced solids control system (two vibrating screens) as on BU 3000 EUK-1M: 1 – sludge pump; 2 – vibrating screen; 3 – sand separator (paired); 4 – silt separator; 5 – auger conveyor; 6 – centrifuge; 7 – axial flow pump; 8 – degassing unit схема системы очистки с неполным комплектом оборудования, включающего два вибросита, один спаренный пескоотделитель, илоотделитель и две центрифуги. Буровой раствор с устья скважины по желобу попадает на вибросита, где происходит его грубая очистка до частиц размером 143 мкм. Затем шламовыми насосами раствор подается на пескоотделитель и очищается до частиц размером 40 мкм, далее он поступает в илоотделитель, где происходит очистка до 12 мкм. Затем при помощи осевого насоса буровой раствор направляется на центрифугу, очищается до 2 мкм, и уже окончательно очищенный забирается буровыми насосами и подается в скважину. Допускается слив раствора в любую активную емкость, порядок пользования емкостями может быть изменен. В рассмотренной схеме буровой раствор не может быть очищен до требуемого состояния, прежде всего из-за использования только двух вибросит. Так как пульпа со смонтированных песко- и илоотделителя, попадая на сетки с крупным размером ячейки (800-120 мкм), будет проваливаться в емкость циркуляционной системы грубой очистки (ЦСГО), произойдут загрязнение емкости и увеличение плотности бурового раствора. В дальнейшем пескоотделитель не сможет справляться с раствором такой плотности, и большая

76 ROGTEC

This flowchart does not allow for the drilling fluid to be purified to the necessary state, mainly because only two vibrating screens are used. The pulp from the assembled sand and silt separators dropping on screens with wide screen size (800-120 micron) will fall through into the tanks of the rough-cleaning circulation system (RCCS), which will cause contamination of the tank and increase the density of the drilling mud. Thereafter, the sand separator won’t be able to handle the solution of such density, and the larger part of unprocessed drilling fluid will get into the active tanks. If the vibrating screens equipped with sand and silt separators have smaller screens installed (120-55 micron screen size), then the second vibrating screen won’t be able to handle the handle the entire volume of all the drilling solution exiting the well, which will lead to losses and the screen area won’t be sufficient for quality operation. Also, if the silt separator is not used and the solution is fed directly from sand separators to the centrifuge, this can lead to its breakdown. If the centrifuge is not used either, the uncleaned solution will get into drilling pumps, which will cause the following problems: » increased use of spare parts of rapidly wearing drilling pumps;

» faster wear of manifold, sludge pumps & downhole motors; » increased risk of drilling tool freezing www.rogtecmagazine.com

БУРЕНИЕ

Рис. 2. Схема системы очистки с полным комплектом оборудования на примере БУ 3000 ЭУК-1М: 1 – шламовый насос; 2 – вибросито; 3 – ситогидроциклонная установка; 4 – пескоотделитель (спарка); 5 – резервный пескоотделитель; 6 – илоотделитель; 7 – шнековый транспортер; 8 – центрифуга; 9 – винтовой насос; 10 – дегазатор

Fig. 2. Flowchart of full solids control system as on BU 3000 EUK-1M: 1 – sludge pump; 2 – vibrating screen; 3 – shaker-desander unit (SDU); 4 – sand separator (paired); 5 – back-up sand separator; 6 – silt separator; 7 – auger conveyor; 8 – centrifuge; 9 – auger-type pump; 10 – degassing unit

78 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING часть неочищенного раствора будет попадать в активные емкости. Если на сито со смонтированными песко- и илоотделителем устанавливать сетки с небольшим размером ячейки (120-55 мкм), то второе вибросито не будет справляться с объемом всего выходящего из скважины раствора, что приведет к значительным его потерям, площади сита будет недостаточно для качественной работы. Кроме того, если не использовать илоотделитель, а подавать раствор с пескоотделителей на центрифугу, то это может привести к ее выходу из строя. Если не использовать и центрифугу, то неочищенный раствор попадает в буровые насосы, вследствие чего: » повышается расход быстро изнашивающихся запчастей бурового насоса;

» происходит быстрый износ манифольда, шламовых насосов, забойных двигателей; » возрастает угроза прихвата бурового инструмента. Все это приводит к простоям буровой установки, снижению механической скорости бурения и экономическим потерям.

All of this leads to drill rig downtime, decreased mechanical drilling speed and financial losses.

At the present time, the Nefteyugansk branch of LLC “RNBureniye” has switched over to using the cleaning system with full instrument set (fig. 2). Differing from the system reviewed above, it has an added shaker-desander unit (SDU), consisting of drying vibrating screen, where sand and silt separators are installed.

When using full instrument cleaning set, the drilling solution takes a similar route to that shown in fig. 1. The second system is more preferable mainly due to the third vibrating screen. The SDU has smaller screens with 120 to 55 micron screen size, thus drilling waste from the sand and silt separators drops onto these screens and does not fall through into RCCS tanks, but is purified to 55 micron grain size. The hard phase (residue) which can’t be cleaned, is discharged into the auger conveyor. All of this allows an increase in the quality of cleaning while minimizing the loss of the drilling fluid.

One other advantage of this system is that the second linear vibrating screen has a back-up sand separator installed, which, in the case of the paired SDU sand separator going down, allows you to switch the operation

г. Геленджик, Россия, 12-15 сентября 2011 г. Окончание приема тезисов докладов 25 мая 2011 г.

13-я международная научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов

Регистрация открыта! Оформить свое участие и получить полную информацию о мероприятиях конференции Вы можете в компании ООО «ЕАГЕ Геомодель» - Региональный офис EAGE в России и странах СНГ: Тел./факс: +7 (495) 661-92-85,+7 (495) 661-92-86, E-mail: geomodel@eage.org, website: www.eage.ru

БУРЕНИЕ В настоящее время Нефтеюганский филиал (НФ) ООО «РН-Бурение» перешел на систему очистки с полным комплектом оборудования (рис. 2). Она отличается от рассмотренной тем, что добавлена ситогидроциклонная установка (СГУ), состоящая из осушающего вибросита, на котором смонтированы песко- и илоотделитель.

to two vibrating screens and a sand separator, without stalling the drilling.

При работе с полным комплектом оборудования буровой раствор проходит путь, аналогичный схеме, показанной на рис. 1. Вторая система более предпочтительна в первую очередь за счет использования третьего вибросита. На СГУ установлены мелкие сетки с ячейками размером от 120 до 55 мкм, поэтому пульпа с песко- и илоотделителя, попадая на эти сетки, не «проваливается» в емкость ЦСГО, а очищается до частиц размером 55 мкм. Твердая фаза (шлам), которую ничем нельзя очистить, сбрасывается в шнековый транспортер. Все это позволяет повысить качество очистки и уменьшить потери раствора. Еще одним преимуществом данной системы является то, что на втором линейном вибросите устанавливается резервный пескоотделитель, за счет которого при выходе из строя спаренного пескоотделителя на СГУ можно перейти на работу с двумя виброситами и пескоотделителем, не останавливая бурение. Однако даже при наличии полного комплекта системы очистки можно допустить ошибки, которые сведут на нет качество очистки раствора и приведут

However, even when full instrument kit cleaning system is used, errors are possible that can render all the cleaning efforts null and cause a rapid breakdown of the equipment.

Primarily, these could be: » improper pressure piping: wrong selection of pumps, diameters and sections of the pipes;

» incompliance to the operation and maintenance chart

(incorrect selection of vibrating screen baskets and sand and silt separator headers, not following the proper order of cleaning system units operation (starting the silt separator);

» errors while adjusting cleaning system equipment units (vibrating screens, centrifuges and feeding pumps).

The article shows a comparative economical analysis of two cleaning system arrangements. Fig. 3 shows expenses for spare parts, tools and accessories (SPTA). It is clear that with the rational usage of full solids control system, expenses for SPTA are significantly reduced. The comparative table shows all costs and expenses for one calendar year per one drilling rig, as well as expenses for one incident mitigation, related to using low quality drilling fluid.

As per statistical data of NB LLC “RN-Bureniye” for 2007-2009, using the full solids control system shows at least one less incident per year than that of the reduced set system.

Система очистки - Cleaning system Основные статьи расходов, млн. руб.

Два вибросита

Два виброс ита + СГУ + резервный пескоотделитель

Экономия, млн. руб.

Two vibrating screens + SDU+back-up sand separator

Savings, mln. rubles

Main expense articles, mln. rubles

Two vibrating screens

Расходы на ЗИП для бурового оборудования Drilling equipment SPTA expenses

10,79

6,61

4,18

Платежи за переработку буровых отходов Payments for processing of drilling waste

5,17

3,62

1,55

Расходы на ликвидацию аварии (прихват) Expenses for incident mitigation (freezing)

3,51

0

3,51

0

2,43

-2,43

19,47

12,66

6,81

Капитальные вложения Capital expenditures Итого Total

80 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

CASPIAN OIL & GAS

БУРЕНИЕ к быстрому выходу из строя оборудования. К ним прежде всего относятся: » неправильная обвязка: неверный подбор насосов, диаметров и сечений трубопроводов; » несоблюдение регламента работ (неправильный подбор кассет вибросит и насадок для пескои илоотделителей, несоблюдение последователь ности работы оборудования систем очистки (пропуск илоотделителя); » ошибки при регулировании оборудования систем очистки (вибросита, центрифуги и питающего насоса).

Conclusion Disadvantages of reduced solids control systems (two vibrating screens) have been revealed. Certain problems, which if avoided could also improve the efficiency of drilling fluid cleaning and processing have

Fig. 3. Annual expenses for SPTA on drilling equipment per one drilling rig

Рис. 3. Годовые расходы на ЗИП для бурового оборудования на одну буровую установку В работе проведен сравнительный экономический анализ двух компоновок систем очистки. На рис. 3 показаны затраты на ЗИП. Из него видно, что при рациональном использовании полного комплекта оборудования системы очистки затраты на ЗИП значительно снижаются. В сводной таблице представлены все затраты и расходы за один календарный год из расчета на одну буровую установку, а также затраты на ликвидацию одной аварии (прихвата), связанной с применением некачественного раствора. При использовании системы с неполным комплектом оборудования по статистике НФ ООО «РН-Бурение» за 2007- 2009 гг. в год происходит минимум на одну аварию больше, чем при использовании системы с полным комплектом. Заключение Выявлены недостатки неполного комплекта системы очистки «два вибросита», а также указаны факторы, устранение которых повысит эффективность очистки бурового раствора. Проведенный экономический анализ показал, что при рациональном использовании полного комплекта очистки из расчета на одну буровую установку за год экономия составила 6,81 млн. руб., на все 11 бригад НФ ООО «РН-Бурение» – 74,91 млн. руб.

82 ROGTEC

also been identified. The economical analysis shows that the rational usage of the full solids control system accounts for 6.81 million rubles in savings per drilling rig, which for all 11 crews of NB LLC “RN-Bureniye” totals up to 74.91 million rubles.

List of literature used 1. Bulatov A.I., Makarenko P.P., Proselkov Y.M. Drilling washing and backfilling fluids: Textbook for universities.

Moscow, Nedra, 1999. – 424 p.

2. Drilling equipment/V.F. Abubakirov, Y.G. Burimov, A.N.Gnoyevykh etc. Reference guide in 2 vol.

– Moscow, Nedra, 2003. – 763 p.

This article was published in the NK Rosneft Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”, No.3, 2010, pp. 14-17; ISSN 2074-2339) and won the 3-rd prize in the 2010 competition for the best publication in the newsletter. Printed with permission from the Editorial Board.

Список литературы 1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. Пособие для вузов. – М.: Недра, 1999. – 424 с.

2. Буровое оборудование/В.Ф. Абубакиров, Ю.Г. Буримов, А.Н. Гноевых и [др.]. Справочник в 2-х томах.

– М.: Недра, 2003. – 763 c. Эта статья была опубликована в Научно-техническом вестнике ОАО «НК Роснефть», №3, 2010 г., с.14 – 17; ISSN 2074-2339, и заняла третье место в конкурсе на лучшую публикацию в вестнике в 2010 г. Напечатано с разрешения редакционной коллегии.

www.rogtecmagazine.com

БУРЕНИЕ

ОТКРЫВАЯ НОВЫЕ ГОРИЗОНТЫ РОССИЙСКОМУ БИЗНЕСУ Александр Ефимов: Старший специалист по внешним связям, SPD

Реализация такого крупномасштабного проекта, как освоение Салымской группы месторождений, предполагает использование большого числа подрядных организаций: строительных компаний, проектных институтов, поставщиков оборудования и материалов, предприятий, оказывающих транспортные услуги, и т. д. В настоящее время на Салымском нефтепромысле работают более 400 подрядных организаций. Участвуя в Салымском проекте, российские компании получают опыт, необходимый для развития конкурентоспособности на международных рынках.

84 ROGTEC

OPENING NEW HORIZONS FOR RUSSIAN BUSINESSES Alexander Efimov: Senior Corporate Affairs Specialist, SPD

As any large oil project, Salym field development requires the involvement of a huge number of contractors, including construction companies, design institutes, manufacturers of equipment and materials, transportation companies and others. More than 400 contractor companies now operate in the Salym fields.

Working in Salym allows the Russian companies to acquire experience that will make them competitive on the international markets.

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

O

своение Салымской группы месторождений, разрабатываемых компанией «Салым Петролеум Девелпомент Н.В.» (СПД) началось в 2003 году. Практической фазе реализации Салымского проекта предшествовала масштабная подготовительная работа. Специалисты компании уделили большое внимание обобщению и анализу опыта российских нефтедобывающих компаний. Специалисты СПД неоднократно выезжали на нефтепромыслы Западной Сибири, где знакомились с организацией работ в различных компаниях, применяемыми технологиями и материалами, посещали российские заводы – производителей оборудования для нефтедобычи.

W

hen SPD started the development of the Salym group of fields in 2003, an extensive amount of preparatory work was performed by the company in identifying and analyzing the best practices used by Russian oil companies. This study involved frequent visits to West Siberian oil fields, where SPD learned how Russian companies managed their operations, and what technologies and materials they used. SPD also visited Russian manufacturers of oil production equipment.

Based on the results of this analysis and a comprehensive study of well construction methods and techniques used in Russia, the company developed its own drilling operations strategy. The strategy of well construction adopted Так, на основе анализа собранной информации

by SPD relies on the best Russian drilling equipment, и всестороннего изучения методов и технологий materials and operational experience, plus the application строительства скважин, применяемых в России, of organizational and technological solutions that have СПД выработала собственную стратегию в этой been proved by the Shell Group. This approach allows the области. Ее суть — применение лучшего российского company to combine the best Russian and international бурового оборудования, practice. That strategy материалов и was later incorporated in В начале совместной работы производственного the Russia Plus concept, требования СПД казались опыта в этой сфере which the company follows необычайно жесткими. Но со плюс использование not only in well engineering, организационных but other areas as well: временем мы стали относиться и технологических from oil production to к ним как к высоким стандартам решений, environmental protection апробированных в to social partnership. эффективности работ концерне «Шелл». Таким According to this concept, When we started, SPD’s requirements образом, в своей работе the company does компания объединяет not forcefully impose seemed overly tough. But, with time, we лучший российский и international business came to regard them as standards of международный опыт. practices: it rather high performance Впоследствии эта proceeds from the стратегия получила Russian values and развитие в концепции «Россия плюс», которой traditions, enriching them with those elements of компания придерживается не только в строительстве international technology and management systems that скважин, но в других областях своей деятельности: would help the business. от нефтедобычи до охраны окружающей среды и социального партнерства. Согласно этой концепции, This approach benefits the company and its shareholders, компания не навязывает международный способ but it also helps all companies involved in the Salym ведения бизнеса, а принимает российские ценности project. After a thorough analysis of the drilling contractor и традиции, но добавляет к ним те элементы market, the company selected two drilling contractors, one международной технологии или систем управления, Russian, the Siberian Service Company (SSK), and one которые помогают бизнесу.

Western, KCA Deutag. On the one hand, fair competition between the contractors allows SPD to continuously Такой подход помогает не только самой компании, optimize the drilling process and improve well construction ее акционерам, но и всем организациям, performance. Both contractors are interested in improving задействованным в реализации Салымского their business processes and adopting new technologies, проекта. После тщательного анализа рынка буровых and continuously set new records in well drilling speeds. On подрядчиков компания остановила выбор на двух the other hand, KCA Deutag receives valuable experience подрядных организациях – российской «Сибирской of working in the Russian oil and gas province, and SSK сервисной компании» (ССК) и иностранной KCA Deutag. learns the standards used by an international company, С одной стороны, такой выбор способствует здоровой which will make it more competitive on the international конкуренции данных компаний и позволяет СПД market. “It is very interesting and useful for our company to постоянно оптимизировать процесс бурения, улучшая participate in the Salym project”, says first deputy CEO of производственные показатели строительства скважин.

SSK Vladimir Shesterikov. “In the first place, it is a longwww.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

БУРЕНИЕ Оба подрядчика заинтересованы в совершенствовании своих бизнес-процессов и внедрении современных технологий бурения. Они регулярно обновляют рекорды по скорости проходки одной скважины. С другой стороны, KCA Deutag получает ценный опыт работы в российской нефтегазовой провинции, а у ССК появляется отличная возможность узнать требования к работе зарубежных компаний и соответствовать им, чтобы быть конкурентоспособной на мировом рынке. «Для нашей компании участие в Салымском проекте очень интересно и полезно, – рассказывает первый заместитель генерального директора ССК Владимир Шестериков. – Прежде всего, это стабильный и долгосрочный заказ, а также возможность ближе познакомиться с ценным опытом специалистов СПД, участвовавших в реализации крупных нефтяных проектов «Шелл» и других международных нефтедобывающих компаний. Мы надеемся, что успешное сотрудничество с СПД будет способствовать укреплению авторитета ССК среди потенциальных заказчиков в России, а приобретенный опыт поможет нам при участии в тендерах на выполнение буровых работ за рубежом». Для большинства российских компаний наиболее сложной задачей становится соответствие высоким международным стандартам в области охраны здоровья, труда и окружающей среды. «Первое, на что мы обратили внимание, работая с СПД, то очень жесткие требования компании в отношении безопасных условий труда на производственных объектах подрядчика», – подчеркивает Владимир Шестериков. Его поддерживает и представитель другой подрядной организации, работающей на Салымском нефтепромысле – генеральный директор НПП «Буринтех» Гиният Ишбаев. «Нам пришлось учиться мыслить немного иначе, чем мы привыкли. Требования к технике безопасности и охране труда, применяемые в СПД, позволили нам пересмотреть свое отношение к этим аспектам работы, внести изменения в процесс обучения специалистов, требования и политики», – отмечает руководитель компании производителя бурового оборудования. Со своими коллегами соглашается и генеральный директор «СибБурМаш» Булат Хайруллин: «В начале совместной работы требования СПД казались необычайно жесткими. Но со временем мы стали относиться к ним как к высоким стандартам эффективности работ». То, что приоритетным вопросом для СПД является здоровье и жизни людей, работающих на месторождениях, подтверждает и главный инженер экспедиции «Когалымнефтегеофизика» (КНГФ) Айрат Мустафин. Его компании, оказывающей СПД услуги по исследованию скважин, по его словам, «пришлось приспосабливать свою деятельность под политику СПД в области охраны здоровья, труда, окружающей среды и безопасности». «В отличие от большинства

86 ROGTEC

term and stable contract, but it also gives us an opportunity to borrow the valuable experience of SPD’s engineers, who had participated in many major oil projects with Shell and other international oil companies. We hope that the successful cooperation with SPD will promote the standing of SSK with potential customers in Russia and help us win tenders for international contracts.”

For most Russian companies the most difficult part is to ensure they comply with the high HSE standards adopted

by SPD. “The first thing we found with SPD is its tough requirements related to safety at the contractors’ production facilities”, notes Vladimir Shesterikov. Giniyat Ishbaev, CEO of Burintech, a manufacturer of drilling equipment, supports this opinion: “We had to change our whole thinking process. SPD’s HSE standards have made us rethink our attitudes to these issues and change our training standards, procedures and policies”.

Bulat Khairullin, CEO of SibBurMash, agrees with his colleagues: “When we started, SPD’s requirements seemed overly tough. But, with time, we came to regard them as standards of high performance”. Airat Mustafin, Chief Engineer of Kogalymneftegeophysika (KNGF) logging contractor, acknowledges that health and safety of people in the field are SPD’s top priority. He said his company “had to adapt its procedures to comply with SPD’s health, safety, environment and security standards”. “Unlike many other companies who pay lip service to these matters, SPD really involves the personnel of contractor and subcontractor companies in these issues, starting from top management down to rank-and-file workers, explaining implications of non-compliance, training people how to conduct operations safely, and promoting caring attitudes towards the environment”, says Airat Mustafin. The relentless effort to create a safety culture in Salym fields has helped contractors to continuously improve their HSE performance. In one instance, SibBurMash has not had a single lost-time injury in Salym over its six years of operations. This shows that Russian contractors are ready to accept Western attitudes towards safety and improve their safety performance.

Tough competition in the international market of oilfield services makes it a must for service companies to continuously improve their operations and optimize their business processes. SPD’s high requirements make contractors seek continuous improvement in their operations. In June 2005, SPD first tested Burintech’s drill bits with astonishing results: the average rate of penetration with the drill bits of the Russian manufacturer was 2 times higher than that using their foreign equivalent.

However, SPD and Burintekh engineers did not stop at that and continued to work to improve the performance of that technology. Burintekh engineers worked at drilling rigs on a permanent basis to address all issues and test innovations, which allowed adding another 20% to the rate of penetration. It took 34 days to drill the first well in www.rogtecmagazine.com

DRILLING

организаций с формальным отношением к этим вопросам СПД вовлекает весь персонал подрядных и субподрядных организаций, начиная с высшего руководства и заканчивая рядовыми сотрудниками, проводит разъяснительные мероприятия, обучает методам безопасных работ и бережного отношения к окружающей среде», – рассказывает Айрат Мустафин. В результате интенсивной работы по созданию безопасной культуры производства на Салымском месторождении бригады подрядных организаций постоянно улучшают показатели в области охраны труда и здоровья. Так, например, компания «СибБурмаш» уже 6 лет работает на Салымском нефтепромысле без происшествий с потерей трудоспособности. Это свидетельствует о том, что российские подрядные организации перенимают западное отношение к вопросам безопасности и существенно улучшают работу в этом направлении. Острая конкуренция мирового нефтесервисного рынка требует от всех его участников постоянного совершенствования выполняемых работ, повышения производительности, оптимизации бизнес-процессов. Благодаря высоким требованиям, предъявляемым СПД к выполняемым подрядными организациями www.rogtecmagazine.com

Salym, and now the average drilling time has improved to an average of 10 days. SibBurMash is another company addressing the challenge to continuously improve its performance. “When we started coring operations, the length of core recovered in one run was 6 m, and now we are recovering 36 m runs of core. And the mechanical drilling speed has increased 4 times, from 1.96 m/sec to 7.93 m/sec”, explains CEO of the company Bulat Khairullin.

It is not only services that form part of SPD’s Russian content, but equipment as well. All materials SPD uses in well construction, including casing pipes, wellheads and completion equipment, are made in Russia, as are the drilling rigs, where SPD is using rigs BU-4500 and BU3900 manufactured by OAO UralMash. SPD purchases casing and line pipes from TMK and OMK, and uses wellhead equipment and X-trees manufactured by Korvet company. Drill bits are supplied by Volgoburmash as well as Burintech. Electrical submersible pumps installed in SPD’s wells are manufactured by Russian producers Borets, Novomet and Alnas. Insist-Avtomatika has successfully implemented its comprehensive leak detection solution on SPD’s pipelines, and Mikon is implementing an innovative technology to remotely monitor the level of liquid in the annulus.

ROGTEC 87

БУРЕНИЕ операциям, работающие на Салымском проекте компании вынуждены изо дня в день улучшать свои производственные показатели. В июне 2005 года СПД впервые опробовала буровые долота компании «Буринтех». Результат оказался поразительным: средняя скорость проходки с использованием долот российского производителя в 2 раза превысила показатели импортного инструмента. Но инженеры компаний СПД и «Буринтех» посчитали, что полученные результаты далеки от оптимальных, и продолжили работу по дальнейшему усовершенствованию этой продукции. Специалисты НПП «Буринтех» постоянно находились на буровых, что позволило эффективно и оперативно решать все вопросы, быстро опробовать нововведения — и в конечном счете способствовало увеличению скорости проходки еще на 20%. Если на бурение первой скважины у СПД ушло 34 суток, то сегодня компания бурит скважины в среднем за 10 суток. Постоянно улучшает свои производственные показатели и компания «СибБурмаш». «Начав с рейсов отбора керна длиной 6 метров, сегодня мы уже осуществляем рейсы длиной 36 метров за один спуск, а механическая скорость проходки при бурении в среднем по скважине возросла в 4 раза – с 1,96 м/час до 7,93 м/час», – делится успехами генеральный директор компании Булат Хайруллин. При разработке Салымских месторождений СПД опирается не только на опыт российских сервисных компаний, но на продукцию российской промышленности. Все материалы, которые СПД использует для строительства скважин, в том числе обсадные трубы, устьевое оборудование и оборудование для заканчивания скважин, произведены в России. Так, буровые станки БУ-3900 и БУ4500, которые использует компания, – продукция ОАО «Уралмаш». Обсадные и линейные трубы СПД закупает у ТМК и ОМК, устьевую обвязку и фонтанную арматуру – у компании «Корвет». Буровые долота на Салымский проект поставляет не только НПП «Буринтех», но и компания «Волгобурмаш». Скважины Салымских месторождений оснащаются электроцентробежными насосами российского производства от компаний «Борец», «Новомет» и «Алнас». Компания «Инсист-Автоматика» успешно ввела эксплуатацию на Салымском нефтепромысле комплексное решение для трубопроводов с интегрированной системой обнаружения утечек, а компания «Микон» внедряет в СПД технологическую новинку для мониторинга удаленного контроля уровня жидкости в затрубном пространстве. В 2007 году в компании «Шелл», одном из акционеров СПД, организован отдел по привлечению российских предприятий. Его задача – содействовать российским подрядчикам и производителям, желающим принять участие в тендерах компании за рубежом. Целый

88 ROGTEC

In 2007, Shell opened a special department whose purpose is to help Russian contractors and manufacturers participate in tenders held by the company in its international operations. As a result, several Russian companies, including those contracted by SPD, have received contracts with Shell operating companies in other countries. In particular, Russian companies were invited to tender their bids for projects in Syria, Oman, Nigeria, Libya and Malaysia. Burintech’s products have inspired interest in the Netherlands, USA and Brunei. Giniyat Ishbaev explains that the Salym project was the first one for his company where it was exposed to a Western system of managing drilling operations: “It goes without saying that partnership with SPD has made our company better.

Almost all international companies operating in Russia are now our clients, and the list of our overseas customers is continuously expanding”. Burintech plans to continue taking part in tenders and testing technologies in other projects together with Shell.

CEO of SibBurMash Bulat Khairullin also believes that his company received definite benefits from participation in the Salym project: “The new coring technologies that our engineers developed in partnership with SPD in Salym fields will quickly find their way to the Russian market, where SibBurMash is active in all main oil producing regions.

In other projects, our company will use the experience of recovering long runs of core, which produce a more accurate picture of the rock’s geological properties.”

Kogalymheftegeophysika, another company whose cooperation with SPD was the first exposure to Western production culture, is also ambitious about its future prospects. In the course of the Salym project KNGF has managed to dramatically improve its performance to effectively compete against leading international service companies who are also operating in Salym fields. On order from SPD, Kogalymneftegeophysika had developed and successfully implemented a ComboTool technology where all logging tools are run in hole in a single stack. This tool is similar to Western equipment, including the Platform Express (PEX) tool of Schlumberger, which is also used in Salym. The high accuracy of these tools gives a more accurate understanding of the thicknesses and properties of the pay interval.

SPD encourages fair competition between the vendors and contractors participating in the Salym project and actively promotes Russian companies on the international markets.

More than 80% of the company’s budget now goes to pay for the services and equipment of Russian companies. SPD selects contractors on a competitive basis, establishing equal conditions and making sure that all bids are evaluated objectively. With all other terms being equal, SPD will give preference to regional companies in the tendering process.

Local contractors and vendors (those from the Salym village and Nefteyugansk district) account for approximately 15% of all SPD’s expenditures. www.rogtecmagazine.com

DRILLING ряд компаний, в том числе и сотрудничающих с СПД, получил возможность участвовать в проектах производственных подразделений «Шелл» в других странах. Российские компании вызвали интерес у проектов в Сирии, Омане и Нигерии, Ливии и Малайзии. Продукцией компании «Буринтех» уже заинтересовались в Нидерландах, США и Брунее. Гиният Ишбаев рассказывает, что для его компании работа на Салымском проекте была первым серьезным опытом взаимодействия с западной системой ведения буровых работ: «Несомненно, партнерство с СПД сделало и нашу компанию лучше. Положительный

результат командной работы на Салымском проекте дал ощутимый толчок развитию нашей компанией международных отношений. Нашими клиентами в России стали практически все международные компании, значительно расширяется круг зарубежных заказчиков». «Буринтех» планирует и дальнейшее участие в тендерах, а также проведение испытаний на других проектах совместно с концерном «Шелл». Преимущества участия в Салымском проекте видит и генеральный директор «СибБурМаш» Булат Хайруллин. Он отмечает: «Новые технологии отбора керна, освоенные нашими специалистами в процессе партнерства с СПД на Салымских месторождениях, быстро выйдут на российский рынок. Ведь «СибБурМаш» работает во всех основных нефтедобывающих регионах России. Теперь компания и в других своих проектах сможет использовать опыт длинных рейсов по отбору керна, которые позволяют получить более полную геологическую информацию о свойствах горных пород». Амбициозные планы на будущее строит руководство компании «Когалымнефтегеофизика», которая до сотрудничества с СПД не имела опыта работа с представителями западной производственной культуры. В рамках Салымского проекта КНГФ смогла значительно улучшить свои производственные показатели и составила конкуренцию ведущим международным сервисным компаниям, работающим на Салымских месторождениях. По заказу СПД «Когалымнефтегеофизика» разработала и успешно применила единую связку каротажных приборов ComboTool. Эта аппаратура схожа по характеристикам с передовыми западными разработками, в том числе с комплексным прибором Platform Express компании «Шлюмберже», который также применяется на Салымском нефтепромысле. Высокая разрешающая способность данных приборов позволяет специалистам КНГФ и СПД более точно оценивать толщины и свойства продуктивных коллекторов. СПД стремится поддерживать здоровую конкуренцию между поставщиками и подрядчиками, участвующими в реализации Салымского проекта. Компания активно способствует продвижению российских компаний на международный рынок. На услуги и оборудование, получаемое от российских подрядных организаций, приходится более 80% бюджета компании. СПД проводит отбор подрядчиков на конкурсной основе, обеспечивая при этом равные условия и объективность оценок всех полученных предложений. При прочих равных условиях СПД отдает предпочтение региональным компаниям. На долю местных поставщиков — из поселка Салым и Нефтеюганского района — приходится порядка 15% всех расходов СПД.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 89

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

Будущее Каспия затмит его прошлое Caspian’s Future to Outshine its Past

Марк Томас: ROGTEC Magazine

История нефтедобычи на Каспийском море – одна из самых старых историй в бизнесе разведки и добычи углеводородов. Вряд ли найдется ктонибудь, не знакомый с ролью Каспия как одного из первейших крупных нефтепроизводящих центров в мире: к 1900 году здесь уже насчитывалось больше трех тысяч работающих скважин. Но в первичном секторе нефтяного бизнеса нужно всегда смотреть в будущее, а в этом внутриконтинентальном морском районе смотреть, что ждет там, впереди, действительно предпочтительнее, нежели тратить время, оглядываясь в прошлое на былые достижения, какими бы впечатляющими они ни были. Многие по-прежнему считают Каспий простым мелководным благодатным районом. Но уже сейчас существуют планируемые или находящиеся на ранних стадиях внедрения разработки, которые предполагают осуществление действий в этом закрытом море на ранее не затрагиваемых глубинных участках, а учитывая произошедшее с компанией BP (которая уже является хорошо устоявшимся крупным игроком

90 ROGTEC

Mark Thomas: ROGTEC Magazine Correspondent

The history of the oil industry in the Caspian Sea is one of the oldest tales known in the Exploration & Production business. Few are those who are not aware of the role that the Caspian holds as the original oil producing centre of the world, with 3,000 producing wells by the year 1900.

But the upstream industry is all about looking forward, and in this landlocked offshore sector it’s worth looking ahead to what’s coming up on the horizon rather than spending too much time looking back over what’s been achieved so far, impressive though it is.

For many, the Caspian is still considered to be a simple shallow-water benign environment. But developments are now being considered or in the early stages of implementation that are taking activities in this inland sea into previously untapped deeper waters – and with what happened to BP (itself already a long-established major player in the Caspian) in the Gulf of Mexico last year, that means an even more heightened focus on environmental responsibility post-Macondo in what is recognised as one of the world’s most sensitive ecological systems.

On top of this, the northern portion of the sea remains ice-bound for large parts of the year, with this too www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE на Каспийском море) в Мексиканском заливе в прошлом году, это означает еще более усиленное внимание к вопросам экологической ответственности в “пост-Макондовских” условиях на территории, которая считается одной из наиболее чувствительных экосистем в мире. Кроме этого, северная часть моря ежегодно остается скованной льдом довольно продолжительное время, и это также создает уникальные по сложности задачи для планируемых или находящихся на ранних стадиях разработки морских проектов России и Казахстана. Говоря же языком сухих фактов, лидирующую роль в производстве и нефти, и газа в водах Каспийского моря играет все же Азербайджан. Ожидается, что он продолжит нести пальму первенства по капитальным затратам в этом регионе еще долгие годы, в то время как Казахстан, Россия и Туркменистан будут тратить от 1.6 до 2 миллиардов долларов ежегодно в период с 2011 по 2015 год, согласно недавно опубликованным оценкам аналитической компании Infield Systems. Флагманским в Каспийском регионе станет проект “Полномасштабное освоение месторождения (ПМОМ) Шах-Дениз” в азербайджанском секторе моря. Этот гигантский проект представляет собой второй этап освоения этого района, включающий также расширение Южнокавказкого газопровода. Продолжение работ по проекту стало возможным после пятилетнего продления соглашения о разделении продукции (СРП) до 2036 года, подписанного в конце прошлого года Азербайджанской государственной нефтяной компанией SOCAR и партнерами по проекту ШахДениз - компаниями BP, Statoil и Total. Возглавляемый BP (имеющей 25.5% прямого долевого участия), второй этап разработки втрое увеличит общую производительность поля и обеспечит дополнительные 16 миллиардов кубометров газа и до 100 тысяч баррелей конденсата. Проект потребует серьезных расходов со стороны BP и ее партнеров: предполагается строительство двух новых морских платформ, которые будут произведены в Азербайджане, бурение до 30 подводных морских скважин и протяжка свыше 500 километров подводного газопровода. Кроме этого, также потребуется значительное расширение Сангачальского терминала и модернизация 700 километров Южнокавказского трубопровода в Грузию и Турцию для увеличения его пропускной способности до уровня свыше 20 миллиардов кубометров в год. www.rogtecmagazine.com

providing unique challenges for projects underway or being considered for Russia and Kazakhstan’s offshore sectors.

In terms, however, of straightforward facts, it is Azerbaijan that holds the lead role as the largest offshore producer in the Caspian Sea of both oil and gas. It is expected to continue spearheading Capital Expenditure in the region for many years to come, with Kazakhstan, Russia and Turkmenistan expected to contribute between US $1.6 billion and $2 billion in expenditure each over the period 2011 to 2015, according to recent figures from analysts Infield Systems.

A flagship project for the Caspian region will be the Shah Deniz ‘Full Field Development’ offshore Azerbaijan. The giant project represents Stage 2 of the field’s development, as well as the expansion of the South Caucasus Pipeline, and was able to move ahead after a 5-year extension to the Production Sharing Agreement (PSA) to 2036 was signed at the end of last year by Azerbaijan’s state oil company SOCAR and the Shah Deniz partners BP, Statoil and Total.

Led by BP (with a 25.5% working interest), the second phase will eventually triple overall production from the field, and deliver an additional 16 Bcm a year of gas and up to 100,000 barrels of condensate.

The project will involve major spending by BP and its partners, with two new offshore platforms to be fabricated in Azerbaijan, up to 30 subsea wells drilled, and more than 500 kilometres of subsea pipelines to be laid. In addition there will also need to be a major expansion of the Sangachal Terminal as well as of the 700 kilometre South Caucasus Pipeline to Georgia and Turkey to more than 20 Bcm per year.

Appraisal activity is still underway for the Shah Deniz FFD, with wells such as the SDX-06 appraisal recently successfully drilled by the Istiglal rig. The probe is located in the northern part of the field and was drilled to a planned total depth of 6,272 metres. The Istiglal is due to then move on and carry out further appraisal drilling elsewhere on the field.

The proposed development concept itself would see two new bridge-linked production platforms, fed by up to 30 subsea wells to be drilled by two semisubmersible rigs.

These wells will sit in water depths of up to 550 metres – the deepest yet drilled in the Caspian.

With first gas planned for 2017, engineering studies are still underway and are expected to be completed by around mid-2011 in order for the project to proceed on schedule and enter the next stage of development.

Mr Al Cook, Vice President of the Shah Deniz Development at BP, recently described the 30 trillion

ROGTEC 91

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ По проекту Шах-Дениз ПМОМ все еще продолжаются оценочные работы и закладываются такие скважины как “SDX-06 оценочная”, недавно успешно пробуренная с помощью буровой установки Istiglal. Скважина находится в северной части поля и пробурена на проектную конечную глубину 6272 метров. Теперь Istiglal должна переехать и продолжить оценочные работы на других участках поля.

cubic feet field as “one of the world’s great gas fields” and said the Full Field Development was now ready to move forward towards a Final Investment Decision.

Концепция развития проекта предполагает строительство двух новых соединенных мостом производственных платформ, куда будет поступать газ из 30 подводных скважин, построить которые планируется при помощи двух полупогружных буровых установок. Скважины будут заложены на глубине до 550 метров, рекордной для скважин, пробуренных на сегодняшний день в Каспийском море.

But Shah Deniz is not the only future focus of BP and SOCAR, with a PSA signed in October last year between the two companies for joint exploration and development of the Shafag-Asiman structure also in the Azerbaijan offshore sector, marking the beginning of bilateral cooperation between the two companies in exploration and development of a new offshore block.

Первый газ планируется добыть в 2017 году, инженерные исследования все еще ведутся и планируются к завершению в середине текущего года, чтобы проект продолжился по графику и смог перейти на следующий этап своего развития. Господин Ал Кук, вице-президент по проекту развития месторождения Шах-Дениз компании BP, недавно назвал это поле с 30 триллионами кубометров газа “одним из величайших мировых газовых месторождений” и заявил, что проект полномасштабной отработки месторождения теперь готов перейти к этапу принятия финального решения по инвестированию. “Это действительно гигантский проект. На сегодняшний день, он является крупнейшим из всего портфеля мировых месторождений BP и, несомненно, одним из крупнейших в мире. Первая добыча газа в 2017 году позволит нам увеличить поставки газа с сегодняшних 8 миллиардов до общего объема поставок в 24 миллиарда кубометров”, - сказал он. Но Шах-Дениз - это не единственный проект в центре внимания BP и SOCAR на грядущие годы. Подписанное двумя компаниями в октябре прошлого года соглашение (СРП) о совместной разведке и разработке блока Шафаг-Асиман, также находящегося в морском секторе Азербайджана, ознаменовало начало двустороннего сотрудничества по разведке и разработке нового морского блока. Согласно 30-летнему СРП, оператором проекта будет BP c 50% долей, а SOCAR будет принадлежать вторая половина проекта. Блок располагается примерно в

92 ROGTEC

“This is a truly giant project. It is currently the largest in BP’s worldwide portfolio and indeed one of the largest in the world. First production in 2017 will allow us to ramp up gas supplies from around 8 Bcma today to a total of 24 Bcma,” he said.

Under the 30-year PSA BP will act as the operator with a 50% interest, while SOCAR will hold the other half.

With the block lying around 125 kilometres to the south east of Baku, it covers an area of some 1,100 square kilometres and is truly frontier unexplored territory.

Located in a part of the Caspian featuring water depths ranging up to 800 metres, reservoir depths are put at around 7,000 metres.

And what cannot be forgotten is the massive amount of work that still remains to be done (and money to be spent) on the Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) development.

This huge and pioneering project last year saw US $426 million laid out in operating expenditure and $1.65 billion in capital expenditure. BP is again the operator with a 37.4% stake, with its partners being Chevron (11.3%), SOCAR (10%), INPEX (11%), Statoil (8.6%), ExxonMobil (8%), TPAO (6.7%), ITOCHU (4.3%) and Hess (2.7%).

Producing an average of 823,100 b/d from the Chirag, Central Azeri, West Azeri, East Azeri and Deep Water Gunashli platforms, this is a world-class development.

Current activity includes rig maintenance on the Chirag platform, which is due to be completed in the fourth quarter of this year, and the delivery of two new oil producer wells (B04z and B18y) and one gas injector well (B01y) during the course of 2011. Another oil producer well (C15z) will be completed on West Azeri, with another on East Azeri (D20) and a further one on Deep Water Gunashli (E16) before the end of the year.

With the ongoing $6 billion Chirag Oil Project to see a new fixed platform installed in the Chirag-Deep Water Gunashli area in 170 metres of water, the Production, Drilling and Quarters facility will be partially integrated with the existing DWG facility via subsea pipelines for the export of produced water for disposal and the receipt of inject water for reservoir water flood. www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE /FFSHORE AND %0# #ONTRACTORS

3OLUTIONS FOR TOMORROW´S WORLD 6AN /ORD /FFSHORE IS AN /FFSHORE AND %0# #ONTRACTOR THAT OFFERS HIGH PRECISION SUBSEA ROCK INSTALLATION TRENCHING BACKFILLING

LANDFALL INSTALLATION PIPE PULLING AND 30- '"3 INSTALLATION WORKS 7ITH AN EXTENSIVE GLOBAL TRACK RECORD IN THE OFFSHORE CONSTRUCTION INDUSTRY 6AN /ORD /FFSHORE HAS PROVEN ITS EXPERTISE TO PROVIDE CLIENTS WITH A SAFE AND SOLID SOLUTION FOR THEIR OFFSHORE STRUCTURES

WWW VANOORD COM 30- INSTALLATION

3UBSEA ROCK INSTALLATION

www.rogtecmagazine.com

4RENCHING AND BACK½ LLING

,ANDFALL CONSTRUCTION

'"3 INSTALLATION

ROGTEC 93

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ 125 километрах к юго-востоку от Баку и покрывает площадь около 1100 квадратных километров, являясь при этом действительно новой и неисследованной территорией. Находясь в той части Каспия, где диапазоны глубин колеблются в пределах 800 метров, продуктивные пласты залегают на глубине около 7000 метров. Также не стоит забывать, что предстоит еще проделать огромную работу (и понести материальные затраты) по развитию месторождения Азери-ШирагГунашли (АШГ). Эксплуатационные расходы на этот огромный новаторский проект в прошлом году составили 426 миллионов, а капитальные затраты 1.65 миллиарда долларов. Оператор этого проекта - снова компания BP с долей участия 37.4%, а ее партнеры - Chevron (11.3%), SOCAR (10%), INPEX (11%), Statoil (8.6%), ExxonMobil (8%), TPAO (6.7%), ITOCHU (4.3%) и Hess (2.7%). Производящая в среднем 823100 баррелей в день с платформ Шираг, Центральная Азери, Западная Азери, Восточная Азери и Глубоководная Гунашли, это разработка мирового класса. Текущие мероприятия по проекту включают ремонт буровой на платформе Шираг – его планируют завершить в четвертом квартале этого года, сдачу двух новых производственных нефтяных скважин (B04z и B18y) и бурение одной газонагнетательной скважины (B01y) в течение 2011 года. До конца этого года на Западной Азери будет закончена производственная скважина (C15z), еще одна на Восточной Азери (D20) и еще одна на Глубоководной Гунашли (E16). Учитывая, что новая платформа работающего нефтяного проекта Шираг стоимостью 6 миллиардов долларов вскоре будет установлена в районе Шираг-Глубоководная Гунашли, на глубине 170 метров, производственные, буровые и жилые сооружения будут частично соединены с существующими сооружениями ГВГ посредством подводного трубопровода для вывода пластовых вод и нагнетания воды для заводнения пласта. Около 4 миллиардов долларов из общей суммы будут потрачены на строительство сооружений по программе предварительных буровых работ, а остальные средства пойдут на бурение скважин во время обустройства платформы уже на этапе эксплуатации. Первую нефть планируют добыть в конце 2013 года. Не менее огромный проект находится севернее в Каспийском море, где итальянская Eni и ее партнеры разрабатывают многомиллиардное

94 ROGTEC

Around $4 billion of the total will be spent on the construction of the facilities as the pre-drill programme, with the remainder to be spent on platform development well drilling during the production period. First oil is planned to flow by late 2013.

An equally giant project sits further north in the Caspian Sea, where Italy’s Eni and its partners are in the process of developing the multi-billion dollar Kashagan field in the North Caspian PSA, some 80 kilometres south east of Atyrau. The PSA contains other fields such as Kashagan South West, Kalamkas, Aktote and Kairan, and will remain the major focus for exploration and development activity offshore Kazakhstan over the next few years.

Via the Agip Kazakhstan North Caspian Operating Company N.V., Eni is responsible for the execution of the first phase of development and for the onshore part of the second phase of development for the technicallychallenging field, which has estimated recoverable reserves of at least 11 billion barrels.

With the development plan outlining a phased approach with the aim of producing between 7-9 billion barrels of gross recoverable reserves, expandable to 13 billion barrels through partial gas reinjection, this is another world-class project for the Caspian.

Latest indications are that the first development phase is progressing on schedule with the use of advanced techniques to cope with high reservoir pressures, the presence of high concentrations of hydrogen sulphide, as well as harsh environmental conditions.

More than 80% of the work has been completed on this phase, and first oil is being forecast for December 2012.

The overall scheme entails the construction of production hubs located on platforms and artificial islands, which will collect production from satellite islands from which production wells will be drilled.

In the first development phase oil and non-reinjected gas will be treated in the hubs and delivered, through two separate lines, to onshore treatment plants (located at Bolashak, near Atyrau). The oil will be further stabilized and purified. Natural gas will be treated for the removal of hydrogen sulphide and will be mostly used as fuel for the production plants; the remaining amount will be marketed.

Eni says that once the further phases of development have been implemented, Kashagan’s full field production plateau could reach 1.5 million b/d, a 25% increase over the original target.

This will be added to by contributions from the other discoveries in the PSA area, with successful appraisal www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

Оптимальные технологические решения, богатый опыт и лидирующие позиции компании FMC Technologies вносят важный вклад в успешную разработку подводных месторождений на Арктическом шельфе. Технологии FMC Technologies значительно облегчают разработку 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 опробированные технологии для подводного бурения, добычи, сепарации, переработки и перекачки углеводородов, системы дистанционной подбивки, экологически чистые электрифицированные системы контроля, системы мониторинга и системы управления потоком углеводородов. Не позволяйте арктическим льдам встать у вас на пути. Обращайтесь за помощью к компании FMC Technologies.

www.fmctechnologies.com

© 2011 FMC Technologies. All rights reserved.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 95

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ Кашаганское поле Северо-Каспийского СРП в 80 километрах юго-восточнее Атырау. В СРП входят и другие поля, такие как Юго-Западный Кашаган, Каламкас, Актоты и Кайран; эти месторождения продолжат оставаться центром внимания работ по разведке и разработке в морских водах Казахстана на ближайшие годы. Через Аджип Казахстан Норт Каспиан Оперейтинг Компании Б.В., Eni отвечает за исполнение первого этапа и за континентальную часть второго этапа разработки этого технически сложного поля, где извлекаемые запасы оцениваются как минимум в 11 миллиардов баррелей. Поэтапный план развития месторождения, предполагающий производство от 7 до 9 миллиардов баррелей общих извлекаемых запасов и увеличение общего объема добычи до 13 миллиардов баррелей путем частичной повторной закачки газа, делает этот проект еще одним проектом мирового класса в Каспийском регионе.

wells already drilled on the Aktote, Kairan and Kalamkas structures. Partners in Kashagan are Eni, ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Total and ConocoPhillips.

Also off Kazakhstan, a recent exploration probe on the N-Block license area by a ConocoPhillips-lead consortium has also given encouraging early signs, although it has not yet been officially confirmed. The first well in the block detected hydrocarbons at several intervals before it was completed earlier this year, according to Kaiyrgeldy Kabyldin, Chairman of Kazakh state oil company KazMunaiGas. Although still at a very early stage, Mr Kabyldin said the field could hold more than 4.6 billion barrels of oil in place. The well was targeting the biggest prospect to be drilled offshore Kazakhstan since Kashagan was discovered in 2000.

По последним данным, первый этап разработки идет по графику при использовании передовых технологий, позволяющих справляться с такими сложностями как высокое внутрипластовое давление, наличие высоких концентраций сероводорода, а также суровые климатические условия.

The N-Block is located 30 kilometers south-southwest of Aktau and is 51% owned by KazMunaiGas, with Abu Dhabi-based Mubadala Oil & Gas and ConocoPhillips holding 24.5% each A second well will be drilled later this year to confirm the findings of the initial probe on the Rakushechnoe More structure. Around $100 million was spent drilling the first well, which was capped to avoid the potential risk of a blowout, which happened a decade earlier when a well was drilled on the same structure.

Более 80% запланированных по этому этапу работ уже завершено, первую нефть планируется добыть в декабре 2012 года. Общая схема развития включает строительство ЭТК на платформах и искусственных островах, куда нефть будет поступать из скважин, пробуренных на соседних островах-спутниках.

Kazakhstan continues to attract keen interest internationally, with India’s Oil & Natural Gas Corp. in the process of buying a 25% stake in the Satpayev exploration block after the Indian government gave the go-ahead for a total investment plan of $400 million. This would include a signature bonus of $13 million and $80 million as a fee for taking the stake, with the rest to be spent on the exploration program.

На первом этапе разработки, нефть и первично добытый газ будут обрабатываться на ЭТК и по двум отдельным трубопроводам направляться на наземный завод Болашак рядом с Атырау, где нефть пройдет дальнейшую переработку и очистку. Природный газ будет очищаться от сероводорода и будет использован, в основном, как топливо для производственных целей, а оставшиеся объемы газа будет реализовываться на рынке.

The Satpayev block is located off the country’s southwestern coast, with KazMunaiGas to hold the remaining 75% interest in the block.

Как считают представители компании Eni, после выполнения работ, предусмотренных следующими этапами разработки, производство в период пиковой добычи достигнет 1.5 миллиона баррелей в день, что на 25% превышает первоначально планируемые показатели. Это станет дополнением к другим открытым месторождениям в районе действия СРП, где уже

96 ROGTEC

The other player in the northern Caspian is of course Russia, which has already discovered eight large fields and identified a further 16 prospective structures.

With recoverable reserves put at more than 1 billion tons of oil equivalent, Russia’s Lukoil got the ball rolling officially with first oil produced from the Yury Korchagin field in 2009, after discovering it in 2000.

The ice-resistance production facility will produce recoverable reserves of nearly 30 million tons of oil and 63 Bcm of gas, with the operator having so far sunk around $1.2 billion in the project so far.

Progress in Russia’s sector has not been quite as fast as some observers hoped, with the planned development www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

успешно завершено бурение оценочных скважин на участках Актоты, Кайран и Каламкас. Партнеры по проекту Кашаган – компании Eni, ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Total и ConocoPhillips. Также в казахстанских водах Каспия, недавняя разведочная скважина в N-блоке лицензионной площади, принадлежащей консорциуму во главе с ConocoPhillips, показала ранние признаки перспективности, хотя официально это еще не подтверждено. Первая скважина блока показала наличие угловодородов на нескольких интервалах еще до того, как ранее в этом году ее бурение было завершено, по словам Каиргельды Кабылдина, главы казахстанской государственной нефтяной компании КазМунайГаз. Хотя поле все еще находится на раннем этапе освоения, господин Кабылдин говорит, что запасы пластовой нефти могут составлять свыше 4.6 миллиарда баррелей. Целью бурения скважины был самый большой перспективный участок в морских водах Казастана с момента открытия Кашагана в 2000 году.

N-блок расположен в 30 километрах к юго-югозападу от Актау; 51% месторождения принадлежит www.rogtecmagazine.com

of the Vladimir Filanovsky field to take place in 2014/15.

The field holds an estimated 220 million tons of oil and 40 billion cubic metres of gas. Its development will be followed around two years later by the two gas-condensate discoveries Sarmatskoye and Khvalynskoye. These will all, of course, add to the growing logistical infrastructure established in Astrakhan.

That infrastructure will definitely be required. Lukoil has previously estimated the potential need for up to 28 new platforms and more than 1,000km of pipeline to develop these and other oil fields in this area over the next decade, activity that would require several billion dollars of investment.

Another license where progress has not been as quick as hoped is the Lagansky block in the Russian sector, which Sweden’s Lundin Petroleum operates with a 70% interest.

The company is hoping to resume appraisal of its Morskaya oil discovery there once discussions with potential partners are completed. The field, discovered in 2008, recently saw 103 square kilometers of 3D seismic acquired to help delineate fresh drilling targets.

Lundin describes Morskaya as a major oil discovery but due to its offshore location is deemed to be strategic by the Russian Government under the Foreign Strategic

ROGTEC 97

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ КазМунайГазу, а Mubadala Oil & Gas из Абу-Даби и ConocoPhillips владеют по 24.5% проекта. Вторая скважина будет пробурена позднее в этом году для подтверждения результатов первой разведочной скважины на структуре Ракушечное Море. Строительство первой скважины обошлось в 100 миллионов долларов, после чего она была опечатана для предотвращения риска потенциального выброса, что уже произошло десять лет назад при бурении скважины в этой же структуре. Казахстан продолжает привлекать интерес международных инвесторов. Так, индийская Oil & Natural Gas Corp. находится в процессе покупки 25% доли перспективного нефтеносного участка Сатпаев, что произошло после утверждения правительством Индии плана инвестиций на общую сумму в 400 миллионов долларов. Это включает подписной бонус в 13 миллионов и 80 миллионов долларов как платеж за вступление в капитал, а оставшаяся сумма будет потрачена на программу разведки месторождения. Участок Сатпаев расположен в водах Каспийского моря на юго-западном побережье Казахстана. Остальные 75% участия в проекте останутся у КазМунайГаза. Еще одним игроком на севере Каспия является, конечно же, Россия, на счету у которой уже восемь открытых крупных нефтяных полей и 16 определенных перспективных структур. Извлекаемые запасы составляют свыше 1 миллиарда тонн в нефтяном эквиваленте, а российский ЛУКОЙЛ уже сделал первые шаги в добыче углеводородов в этом регионе, получив первую нефть месторождения имени Юрия Корчагина в 2009 году, после его открытия в 2000. Ледостойкий производственный комплекс произведет порядка 30 миллионов тонн извлекаемых запасов нефти и 63 миллиарда кубометров газа; инвестиции оператора в этот проект на сегодняшний день составили уже около 1.2 миллиарда долларов. Прогресс в российском секторе идет не так быстро, как надеялись некоторые обозреватели: планируемая разработка месторождения имени Владимира Филановского начнется лишь в 2014-2015 году. Предполагаемые запасы поля – 220 миллионов тонн нефти и 40 миллиардов кубометров газа. Вслед за разработкой этого месторождения, двумя годами позднее планируется начало работ по открытым месторождениям Сарматское и Хвалынское. Все это, разумеется, будет

98 ROGTEC

Investment Law. As a result a 50% ownership by a state-owned company is required prior to appraisal and development.

As always, working in the Caspian Sea requires patience and a long-term outlook. The region’s history has already proven that. Patience is a virtue, it is said.

And the huge potential rewards that lie in the Caspian mean that, for most, it is a virtue that will make the long wait very worthwhile. способствовать расширению ныне развивающейся инфраструктуры Астраханской области. Определенно, потребность в такой инфраструктуре существует. Лукойл уже заявлял о потенциальной необходимости строительства 28 новых платформ и свыше 1000 километров трубопровода, требуемых для развития этого и других нефтяных полей в данном регионе в период на ближайшие десять лет. Эти мероприятия потребуют капиталовложений на уровне нескольких миллиардов долларов. Еще одна лицензионная площадь, работы по которой ведутся не так быстро, как предполагалось ранее – Лаганский блок в российском секторе Каспийского моря, где оператором с 70% долей проекта выступает шведская Lundin Petroleum. Компания планирует продолжить оценочные работы на открытой ими перспективной структуре Морская после завершения переговоров с потенциальными партнерами. На открытой в 2008 году структуре недавно завершились 3D-сейсморазведочные работы на площади 103 кв.км, что позволило определить границы дальнейших буровых работ.

Lundin считает структуру Морская крупным открытием нефтяных ресурсов, но, в связи с тем, что месторождение находится в море, согласно федеральному закону о порядке осуществления иностранных инвестиций в стратегические объекты, российское правительство обозначит это месторождение как стратегически важное, что потребует 50% долевого участия государственной нефтяной компании в проекте, прежде чем смогут продолжиться оценочные работы и освоение месторождения. Как и всегда, работа в Каспийском море требует терпения и долгосрочного подхода, что уже доказано историей этого региона. Говорят, что терпение – это добродетель. Учитывая потенциально огромное вознаграждение, заложенное в природных богатствах Каспийского региона, эта добродетель многим придется кстати, ведь игра стоит свеч, и долгое терпение будет щедро вознаграждено. www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 99

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

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

ROGTEC25

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

Contact us at: info@powertecrussia.com

www.powertecrussia.com

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Алекс Маккей, Welltec The ROGTEC Interview: Alex Mckay, Welltec

Какую должность Вы занимаете в компании Welltec и как давно?

What is your position within Welltec and how long have you held it?

Последние 4 года я был региональным вицепрезидентом по Европе, Российской Федерации и СНГ. Недавно, учитывая темпы роста бизнеса, мы провели реорганизацию, и теперь я могу целиком сосредоточиться на России и СНГ, а ответственным за бизнес в Европе стал мой хороший друг Терье Скийе.

My position for the past 4 years has been Area Vice President Europe, Russian Federation and CIS. Due to the pace of growth of our business however we have recently reorganized so I can focus solely on the Russian Federation and CIS with my good friend Terje Skeie assuming responsibility for Europe.

Welltec работает в России вот уже 3 года, как идет бизнес сейчас? Наш бизнес очень быстро растет, поскольку наши клиенты понимают ценностные преимущества, предлагаемые компанией Welltec. В сущности, тяжелым формам внутрискважинных работ, таким как установки для подземного ремонта скважин, комплексs спуско-подъема труб под давлением или НКТ на барабане, мы предлагаем более быструю, безопасную, легкую и экономичную альтернативу выполнение работ на электрическом кабеле. Меньше персонала, устранение необходимости в поднятии тяжестей, более быстрый монтаж буровой установки и более эффективная ее наработка, упрощенная логистика и т.д. обеспечивают преимущества, требующиеся нашим клиентам. В настоящее время наша компания активно работает почти по всей России, включая Дальний Восток (Сахалин), Восточную и Западную Сибирь и республику Коми.

Welltec has been in Russia for about 3 years, but how is business for you at the moment?

Business is growing very fast at the moment as our clients understand the value proposition offered by Welltec. Basically we offer a faster, safer, lighter and more cost efficient alternative to heavier forms of intervention such as work over rigs, snubbing units or Coiled Tubing, by executing services on electric line. Fewer personnel, elimination of heavy lifts, faster rig up and operating times, easier logistics etc. deliver the benefits our clients demand. In Russia we are currently active in most parts of the country including Far East (Sakhalin), Eastern Siberia, Western Siberia, and Komi.

And what about the Caspian area? Is this a big market for you?

А как на счет Каспийского региона? Этот рынок для вас представляет большой интерес?

Historically we have not focused on the Caspian but that is now changing as we speak. We are present in Azerbaijan and have just started up our business in Kazakhstan recently. Caspian is a very important part of our future in 2011 and beyond and will now have a focus from Welltec to grow the business in that area.

Have you recently had, or do you plan any new product launches in Russia?

Исторически, Каспийский регион не был центром нашего внимания, но эта ситуация меняется

Absolutely. Welltec regularly launches new products and services. We also operate in the Completions market and

102 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW уже сейчас. Наша компания присутствует в Азербайджане и совсем недавно мы также открыли бизнес в Казахстане. Каспийский регион – очень важная часть будущего компании в 2011 и в последующие годы. Сейчас Welltec планирует активно развивать бизнес на этой территории. Какие новые продукты, подходящие для российских месторождений, вы представили недавно или планируете выпустить в ближайшее время? Безусловно. Welltec регулярно выпускает новые продукты и услуги. Мы также работаем в секторе заканчивания и подготовки эксплуатации скважин, и наш изолирующий клапан WAB - кольцевой металлический расширяющийся затрубный изолятор хорошо подходит для российского рынка и идеален для обеспечения цементной прочности скважин. Учитывая рост цены на нефть и неспокойную обстановку на Среднем Востоке и в Северной Африке, каковы ваши прогнозы развития бизнеса в России на ближайшие годы? Мы работаем в России всего 3 года и все еще только поверхностно затронули потенциальный рынок крупнейшей в мире нефтедобывающей территории. Поэтому рост бизнеса Welltec’s в России нам кажется неизбежным независимо от внешнеполитических условий. С более общей точки зрения, большинство аналитиков предрекают, что рост парка буровых установок в России продолжит расти в 2011 и в последующие годы, а мы наблюдаем рост капиталовложений наших клиентов уже сейчас. Поэтому мы видим большое будущее как в целом для российской нефтяной отрасли, так и для компании Welltec в России. Вопрос личного характера, сколько времени вы проводите в России? Какой ваш любимый регион? Ежегодно я больше трети своего времени провожу в России и должен сказать, что мне очень понравились мои поездки в Красноярск и соседние регионы. В одну из поездок по окрестным областям меня очень впечатлила картина огромных индустриальных плотин, расположенных бок о бок с дикой природой. Это очень красиво! А что вам больше всего нравится в Москве? Общее оживление, которое рождает этот полный жизни большой город… ну, и конечно, потрясающие московские рестораны. www.rogtecmagazine.com

our WAB (Well Annular Barrier) is an expandable metal barrier that is ideally suited for cement assurance and will suit the Russian market well.

With the oil price rising and significant unrest in the Middle East and North Africa, what is your forecast for business in Russia in the coming years?

We have only been in Russia 3 years and we are still just scratching the potential market of the world’s biggest oilfield. For this reason we see Welltec’s Russian business growing regardless. From a more general perspective, most analysts predict the average Russian rig count will continue to grow in 2011 and beyond and we are seeing significant CAPEX increases from our clients already in 2011. So we see a healthy future for the Russian oilfield and also for Welltec Russia.

On a more personal level, how long do you spend in Russia and what is your favorite region?

I spend over a 3rd of my year in Russia and I must say that I have enjoyed my trips to Krasnoyarsk and the surrounding regions immensely. One particular trip out into the surrounding countryside was fascinating with large industrial dams and wild countryside existing side by side. Beautiful!

And what do you like best about Moscow?

The general excitement generated by such a vibrant major city…..and of course the fabulous restaurants. Региональный вице-президент по России и СНГ Алекс Маккей получил степень бакалавра наук инженерно-геологического факультета университета Абердина в Шотландии в 1979 году. До прихода в компанию Welltec® в 2006 году, Алекс сделал успешную карьеру в Шлюмберже, где в течение 27 лет он работал в различных сегментах бизнеса и занимал руководящие должности в подразделениях компании в Африке, Европе, Северной Америке и Центральной Азии. Он также участвовал в органах управления нескольких профессиональных обществ, в том числе в обществе специалистов по анализу данных промысловой геофизики (SPWLA) в Норвегии, обществах инженеров-нефтяников (SPE) Азербайджана, Лондона, Абердина, а также в Институте Нефти.

Area Vice President Russian Federation and CIS Alex McKay graduated as a Bachelor of Science from the University of Aberdeen Scotland in 1979 where he studied Geology and Engineering. Before joining Welltec® in 2006, Alex enjoyed a long career with Schlumberger spanning 27 years where he worked in various field and managerial positions around Africa, Europe, North America and Central Asia. He has served on the board of several professional societies including SPWLA Norway, SPE Azerbaijan, SPE London, SPE Aberdeen and The Institute of Petroleum.

ROGTEC 103

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.23

ibc, p.79 & p.81

p.27

oil-gas-safety.com

ite-exhibitions.com

rosscor.nl

p.21

p.53

p.61

alphaseismiccompressors.com

kemtron.ru

slb.com/archer

p.67

p.04

p.11

hardbanding.com

nalco.com

siemens.com/energy

p.41

p.09

p.71

bentec.ru

netzsch.com

arcticoilgas.ru

p.45

p.75

p.29 & p.33

dsi-pbl.com

n-g-k.ru

sptgroup.com

p.15

p.39

p.35

elster-instromet.com

nov.com/rig

tektech.ru

p.07 & p.93

p.65

p.63

fmctechnologies.com

hardbandingsolutions.com

tmk-group.ru

p.31

p.05

p.43

westfalia-separator.com

sigmacoatings.com

triumphrigparts.com

p.77

p.97

obc & p.91

eage.org

rao-offshore.ru

vanoord.com

p.17

ifc

p.47

iongeo.com

rogtecmagazine.com

welltec.com

104 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

21�24 JUNE 2011 MOSCOW EXPOCENTRE

www.mioge.com

www.mioge.ru

MIOGE

11th MOSCOW INTERNATIONAL

21�23 JUNE 2011 9th RUSSIAN PETROLEUM & GAS CONGRESS

RPGC

ORGANISED BY ITE LLC MOSCOW +7 (495) 935 7350, 788 5585 oil�gas@ite�expo.ru www.rogtecmagazine.com

ITE GROUP PLC +44 (0) 207 596 5000 oilgas@ite�exhibitions.com

ROGTEC 105

/FFSHORE AND %0# #ONTRACTORS

oÄ×ÄÌǾ Ãʾ ÀÒÃÒØÄÂÍ iÍËοÌǾ a¿Ì mÍÏà mÓÓ×ÍÏ ¾ÁʾÄÑо ÎÍÃϾÃÖÇÉÍË ÎÍ Ï¿ÀÍÑ¿Ë Ì¿ ×ÄÊÛÓÄ Ç ÒÐÊÒÂ¿Ë dop ÁÚÎÍÊ̾¾ ÁÚÐÍÉÍÑÍÖÌÒÝ ÎÍÃÁÍÃÌÒÝ É¿ËÄÌÌÒÝ Ì¿ÀÏÍÐÉÒ Ï¿ÆÏ¿ÀÍÑÉÒ Ç ÍÀÏ¿ÑÌÒÝ Æ¿ÐÚÎÉÒ ÑÏ¿Ì×ÄÈ ÐÑÏÍÇÑÄÊÛÐÑÁÍ ÁÚÔÍÃÍÁ ÎÍÃÁÍÃÌÚÔ ÑÏÒÀÍÎÏÍÁÍÃÍÁ Ì¿ ÀÄÏÄ ÎÏÍѾÅÉÒ ÑÏÒÀ ¿ Ñ¿ÉÅÄ Ï¿ÀÍÑÚ ÎÍ ÒÐÑ¿ÌÍÁÉÄ aÚÌÍÐÌÚÔ qÍÖÄÖÌÚÔ nÏÇÖ¿ÊÍÁ Ç mÐÌÍÁ¿ÌÇÈ bÏ¿ÁÇÑ¿ÕÇÍÌÌÍÂÍ qÇο gËľ ÍÀ×ÇÏÌÚÈ ËÇÏÍÁÍÈ ÍÎÚÑ Á ÐÓÄÏÄ ÐÑÏÍÇÑÄÊÛÐÑÁ¿ Ì¿ ×ÄÊÛÓÄ ÉÍËοÌǾ a¿Ì mÍÏà mÓÓ×ÍÏ ÃÍÉ¿Æ¿Ê¿ ÐÁÍÝ ÁÚÐÍÉÒÝ ÉÁ¿ÊÇÓÇÉ¿ÕÇÝ Ç ÒËÄÌÇÄ ÎÏÄÃÍÐÑ¿ÁʾÑÛ ÉÊÇÄÌÑ¿Ë Ì¿ÃÄÅÌÍÄ Ç É¿ÖÄÐÑÁÄÌÌÍÄ ÏÄ×ÄÌÇÄ Ãʾ ÎÏÍÄÉÑÍÁ ËÍÏÐÉÇÔ ÐÍÍÏÒÅÄÌÇÈ

WWW VANOORD COM rÐÑ¿ÌÍÁÉ¿ aqn

106 ROGTEC

nÍÃÁÍÃÌ¿¾ É¿ËÄÌÌ¿¾ Ì¿ÀÏÍÐÉ¿

o¿ÆÏ¿ÀÍÑÉ¿ Ç ÍÀÏ¿ÑÌ¿¾ Æ¿ÐÚÎÉ¿ ÑÏ¿Ì×ÄÈ

pÑÏÍÇÑÄÊÛÐÑÁÍ ÁÚÔÍÃÍÁ ÑÏÒÀÍÎÏÍÁÍÃÍÁ Ì¿ ÀÄÏÄÂ

rÐÑ¿ÌÍÁÉ¿ mbq

www.rogtecmagazine.com