rogtec magazine - russian oil and gas technologies magazine
DESCRIPTION
ROGTEC - Russian Oil and Gas Technologies - is Russia's and the Caspian's leading, independent upstream oil and gas magazine. Targeting from exploration through to drilling and production, ROGTEC covers the issues and the latest technologies being used in the oil patchTRANSCRIPT
20
Exploration Focus:Hardware Advances for Harsh Environments
Drilling:Salym Petroleum Development: Coiled Tubing TNK-BP: Geosteering at the Verkhnechonskoye Project
Главная тема номера:
Оборудование:Достижения для суровых условий
Бурение:
“Салым Петролеум Девелопмент” – гибкие НКТ
ТNК-BP – Геонавигация Верхнечонский проект
TARGETING THE ENERGY SECTOR?Complete Marketing Solutions for Oil, Gas & Energy!
NEW TITLE! Definitive overview of the region’s Power Generation sector.
YOUR TRUSTED REGIONAL MEDIA PARTNER !
LEADERS in the regions O&G publishing arena
since 2004
Printed Media
Keep up to date with the latest daily tender announcements as they happen. Coming soon for the Power Generation sector!
Tender AnnouncementService
www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com
e-magazines, archived back issues, buyer´s guide, interviews & case studies plus much more
On-line Marketing
www.rogtecmagazine.com
TARGETING THE ENERGY SECTOR?Complete Marketing Solutions for Oil, Gas & Energy!
NEW TITLE! Definitive overview of the region’s Power Generation sector.
YOUR TRUSTED REGIONAL MEDIA PARTNER !
LEADERS in the regions O&G publishing arena
since 2004
Printed Media
Keep up to date with the latest daily tender announcements as they happen. Coming soon for the Power Generation sector!
Tender AnnouncementService
www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com
e-magazines, archived back issues, buyer´s guide, interviews & case studies plus much more
On-line Marketing
ROGTEC www.rogtecmagazine.com�
Tel: +350 2162 �000 Fax: +350 2162 �001 Suite �, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar
EDITORIAL +34 952 880 952 [email protected] Director Nick [email protected] Editor Boris [email protected] Assistant, Azerbaijan Isabel [email protected] Assistant Bryan [email protected] Advisory Board Vyacheslav [email protected]
SALES +350 2162 4000 [email protected] Director Doug [email protected] Brendon [email protected] Garry [email protected] Barry [email protected]
PRODUCTION / DESIGNCreative Design Saul [email protected] Manager, Russia and CIS Vladimir [email protected] Manager, Caspian Area Ksenia [email protected]
Subscriptions:ROGTEC is available on a free subscription basis to individuals actively involved in the exploration/drilling/production and pipelining sectors both in the Russian Federation and the following countries surrounding the Caspian sea: Kazakhstan, Azerbaijan, Turkmenistan and Uzbekistan. Subscription is available throughout Europe @ €45 per year, North America @ €75 per year and the rest of the world @ €100 per year.
Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: [email protected].
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.
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ +34 952 880 952 [email protected] Шеф-редактор Ник Лукан[email protected]Редактор материалов по России Борис Назаров[email protected]Зам. Шеф-редактора по Азербайджану Изабель Гарсиа[email protected]Зам. Шеф-редактора Брайан Хардинг[email protected]Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырина[email protected]
ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ +350 2162 4000 [email protected]Директор по продажам Даг Робсон[email protected]Менеджер по продажам Брэндон Палмер[email protected]Менеджер по продажам Гэрри Коркиш[email protected]Менеджер по продажам Барри Вильямс[email protected]
ВЕРСТКА И ДИЗАЙНКреативный дизайн Саул Хаслам[email protected]Менеджер по подписке и распространению, Россия и СНГ [email protected] Владимир АфанасьевМенеджер по подписке и распространению, Каспийский регион [email protected] Ксения Богданова
Условия подписки:ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса, как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан, Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах мира - €100. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на [email protected].
Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.
Front cover image is supplied courtesy of Sercel
ROGTECwww.rogtecmagazine.com
www.rogtecmagazine.com
200400
200
400
600
800
800600
400
6008001000
1000
1200
100012
00
1200
14001600
18002000
22002400260028003000320 0340 036 00
38004000
140016
00180020
00
2200
2400
2600
2800
3000
3000
3200
14001600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
320 0
1000
800
600
400
400
1200
1400
1400
1200
10 00
800
106
0
1800
2200
2000 24
00
2600
2800
3000
3200
3400
340036
00
34003200
3400
34003600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
3600
3800
3800
36 00
44 00
42 00
4000
4000
3800
4200
4400
4600
4800
4600
400
60080
0
100
0
600 400
200
800
1000
1200
1200
12 00
1000
800
600
400
200
140 0
1400
1400
4000
3600
160
0
1400
1600
1800
2000
1800
1800
1600
2000
2200
1600
1600
16 00
1800
180 0
2000
20 00
2200
2200
0200
2200
240 0
2400
240 0 24 00
2400
260 0
26 00
2400
26 00
2600
2600
2800
3000
3200
3400
2600
2600
2600
2600
3000
2800
3000
2800
280030
00
3200
3400
36 00
38 0040 00
42 00
3800
480 0
440 0
4200
2600 2800
3000
2800
28 00
1400
2400
3000
26 00
1800
20002200
200 0
Taz
Na dym
Ob
Taz
Pur
Ob
Ob
Ob
Ob
Irtys
h
Yenesei
Yenesei
Tobo
l’
Ishim
Irt ysh
o75 N
o75 N
o70 N
o70 N
o65 N
o65 N
o60 N
o60 N
o55 N
o55 N
o50 N
o50 N
o70 E
o70 E
o80 E
o80 E
o60 E
o60 E
o90 E
o90 E
o100 E
o100 E
NADYM
UST’-TYM
NOV.VASYUGAN
OMSK
SURGUT
NEFTEYUGANSK
STREZHEVOY
ALEKSANDROVSK
NIZHNEVARTOVSKLAR’YAK
TOMSK
NOVOSIBIRSK
TOBOL’SK
TYUMEN
KHANTY-MANSIISK
TARKO-SALE
IGARKA
PODKAMMENAYA
NORIL’SK
YAMBURG
IGRIM
NAKHODKA
YENESEISK
LESOSIBIRSK
SALEKHARD
VORKUTA
ISHIM
PETROPAVLOVSK
KRASNOYARSKKURGAN
Geological Services Ltd
Blackbourn
0 500
Kilometres
100 200 300 400
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
5200
Fault
Граница юрского осаждения
Граница Западно-Сибирской платформы
Depth in Metres
Глубина в метрах
Source: Kontorovich, A. E. (Ed), 2001
S OUTHKAR A
BASI N
Y E NES EI- K H ATAN G ATR OUG H
NORT HS IB ER I AN
SILL
TURGAITROUGH
Разрыв
Разрыв
Разрыв
�
СодержаниеВыпуск 20
10
ROGTEC
10 Доклады Блэкберн: Западная Сибирь Blackbourn Reports: Western Siberia
22Каспийское море: морфометрические характеристики и стохастическое моделирование Caspian Sea: Morphometrics & Stochastic Modelling
32 Новые стандарты:SEG-D 3.0 и комиссия SEG по техническим стандартам New Standards:SEG-D 3.0 and the SEG Technical Standards Committee
38Оборудование для разведки и подготовки работ по месторождению: усовершенствования для суровых условий Exploration Hardware: Advances for Harsh Environments
46ROGTEC интервью с Том Блейдз из SiemensROGTEC talks Exclusively with Tom Blades, CEO for Oil & Gas at Siemens 22
www.rogtecmagazine.com
10
22
ContentsIssue 20
5252 “Салым Петролеум Девелопмент” – гибкие НКТ Salym Petroleum Development – Coiled Tubing
58ТНК-BP – Геонавигация в Верхнечонском проекте TNK-BP – Geosteering at the Verkhnechonskoye (VC) project
64 Интервью ROGTEC с представителем компании Schlumberger D&M о технологии бурения на Верхнечонском месторождении ROGTEC Talks Drilling Technology for the Verkhnechonskoye Field with Schlumberger D&M
68 Холодная добыча на западе Канады: шаг вперед в первичной добыче нефтиCold Production in Western Canada: A Step Forward in Primary Recovery
76 НовостиNews
80 ROGTEC интервьюThe ROGTEC Interview
58�ROGTECROGTEC
� ROGTEC
КОЛОНКА ШЕФ-РЕДАКТОРА
Дорогие читатели!
Надеюсь, что начало 2010 года было успешным для всех наших читателей. Первый квартал уже почти прошел, и впереди нас ожидают второй и третий кварталы, которые обещают немало испытаний. Однако, перспективы довольно оптимистичны; наши постоянные клиенты, несомненно, не пожалели средств, чтобы обеспечить адекватное освещение в прессе летних выставок.
Как я упоминал в прошлый раз, умение достойно справляться с трудностями показывает реальную ценность компании. Я был рад услышать от друзей и знакомых специалистов, что в результате таких трудностей многим компаниям удалось оптимизировать процессы и организовать свою деятельность еще эффективнее. Два новых проекта было запущено нашей группой Mobius Group в этот самый неблагоприятный для медиакомпаний период. Служба оповещения о тендерах развивается весьма стремительно, а новый журнал о производстве электроэнергии PowerTec Russia & CIS Magazine в настоящее время участвует в выставке «Электроэнергетика в России» в Москве. Думаю, что, приняв твердое решение расширить свою деятельность, несмотря на всеобщий экономический спад, мы поступили верно: теперь мы можем взаимодействовать с клиентами еще эффективнее, и в итоге ожидаем увидеть значительный рост компании в течение года.
На момент сдачи этого номера в печать «Роснефти» грозил судебный запрет на экспортную торговлю с британскими и американскими компаниями по инициативе обанкротившейся компании «ЮКОС», что значительно затруднило бы наличные расчеты с российским государственным производителем на Западе. Уверен, что в течение нескольких дней ситуация прояснится. Одно можно сказать наверняка: российское правительство не станет бездействовать в этом конфликте.
Главная тема номера — рынок поисково-разведочных работ, она созвучна нашему появлению на выставке-конференции EAGE в Санкт-Петербурге. ROGTEC совместно с двумя отраслевыми лидерами обсуждает проблемы разведки месторождений углеводородного сырья, которая производится во все более отдаленных регионах с неблагоприятными природными условиями, а также новейшее оборудование для таких разведочных работ. Наш новый автор — Грэм Блэкберн — представляет очередной рассказ о геологии Западно-Сибирского бассейна, а в продолжение геологической темы читайте материал о дельте Волги, впадающей в Каспийское море.
Бурению и добыче посвящены статья о компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (СПД), производящей операции на гибких НКТ, а также интервью со специалистом компании по таким операциям Фрэдом Ван Ньювенхойценом. Компания ТНК-BP рассмотрит работу системы направленного бурения «Геостиринг» на Верхнечонском месторождении, а от Шлюмбергера Вы узнаете о продукции, которую ТНК-BP поставила оператору по данному проекту. Кроме того, мы расскажем о холодной добыче вязкой нефти и возьмем эксклюзивное интервью у Тома Блейдса, генерального директора подразделения нефти и газа корпорации Siemens
Надеюсь, что Вам понравится этот номер.
Ник ЛуканШеф-редактор издания
www.rogtecmagazine.com
Please contact +350 2162 4000 or [email protected] for more information, or visit: www.rogtecmagazine.com
How do you reach 99% of your target audience in the FSU?
By advertising in ROGTEC Magazine!
Dear Readers,I hope the start of 2010 has been successful for all of our readers; with the first quarter nearly over the real test will be Q2 and Q3. The signs are positive however and we have certainly seen our regular clients loosening their purse strings to ensure adequate coverage at the summer shows.
As I wrote in my last note, it is how you come out of these tough times that you are judged and having spoken with a number of industry friends and colleagues, I am glad to hear that many companies have emerged leaner and more efficient. Here at the Mobius Group, we have launched two new projects during worst period for media companies in a generation. Our Tender Alert Service has seen a great uptake, and our new power generation publication, PowerTec Russia & CIS Magazine, is currently being exhibited at Russia Power in Moscow. Having made the decision to expand during a recession, I believe we are now better placed to serve our clients and will see considerable growth this year as a result.
On to this issue and we have a focus on the exploration market in time for our commitments at the EAGE show in St. Petersburg. With the push for hydrocarbon exploration reaching further in to inhospitable areas, ROGTEC discusses the latest exploration hardware advances in this arena with two industry leaders. Our latest contributor, Graham Blackbourn, continues his series on the geology of the west Siberian basin and continuing on with the geology theme, we have a feature on the Volga River Delta on the Caspian Sea.
Moving on to drilling and production, we have Salym Petroleum Development looking at their coiled tubing operations, as well as an interview with SPD coiled tubing specialist Fred van Nieuwenhuizen. We also have TNK-BP looking at GeoSteering on the Verkhnechonskoye field, followed by Sclumberger discussing the products they supplied to the operator on this specific project.
There is also a feature on Cold Heavy Oil Production and an exclusive interview with Tom Blades, CEO for the Oil and Gas Division of Siemens.
I hope you enjoy this issue.
Nick LucanEditorial Director
EDITORS NOTE
�ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com
10
The West Siberian Basin (WSB) occupies an area of approximately 3.5 million km2, including the offshore South Kara Basin in the north and the western part of the Yenisei-Khatanga Trough in the northeast (Figs. I.1.1 & Enclosure 1). The basin is bounded in the west and northwest by the Ural and Novaya Zemlya ridges, in the south and southeastby the North Kazakh and Altai-Sayan uplands, in the east and northeast by the Central Siberian plateau and Taimyr uplift and in the north by the North Siberian Sill. As is evident from the depth to top-Jurassic map (Enclosure 1), the Basin is deepest in the offshore area to the north; the thickness of the Phanerozoic sedimentary cover rangesfrom approximately 3-5 km in central parts of the basin onshore in Siberia, but reaches 8-12 km or more below the South Kara Sea in the north. The Mesozoic and Tertiary basinfill has been estimated as having a total volume of around with 16 million km3, ranging in thickness from 3-4 km in the central area to 8-10 km or more in the north (this asymmetry is clearly reflected at top-Jurassic level). The Mesozoic-Cenozoic cover is less than 1 km thick along the North Siberian Sill, which comprises a basement high of Mesozoic age extending between the northern end of Novaya Zemlya and the northwestern part of the Taimyr uplift. The basin is connected with the Ustyurt and Aral basins of Kazakhstan to the south through the narrow Turgai valley, which runs between the southern Ural Mountains and the North Kazakh uplands (Fig. I.1.1). During the latest Cretaceous and early Tertiary the West Siberian Sea was connected through this channel with the Tethys Ocean.
Западно-Сибирский бассейн занимает площадь порядка 3,5 млн кв. км2, включая шельф Южно-Карского бассейна в северной и западной частях Енисей-Хатангского прогиба на северо-востоке (рис. I.1.1 и вкладка 1). Бассейн ограничен с запада и северо-запада хребтами Урала и Новой Земли, на юге и юго-востоке Североказахским и Алтай-Саянским нагорьем, на востоке и северо-востоке Центрально-Сибирским плато и Таймырским поднятием, а на севере — Северо-Сибирским порогом. Как видно на карте пластов нижнего-верхнего юра (вкладка 1), бассейн имеет максимальную глубину в шельфовой области на севере; мощность фанерозойского осадочного покрова составляет от примерно 3–5 км в центральных частях материковой части бассейна в Сибири до 8–12 км или более ниже Южно-Карского моря на севере. Общий объем мезозойских и третичных отложений оценивается приблизительно в 16 млн куб. км, их толщина колеблется от 3–4 км в центральной области до 8–10 км или более на севере (такая асимметрия отчетливо видна на уровне верхнего юра). Мезозойско-кайнозойский покров имеет мощность менее 1 км вдоль Северо-Сибирского порога, образуя позднемезозойский фундамент, простирающийся между северной оконечностью Новой Земли и северо-западной частью Таймырского поднятия. Бассейн соединен с Устюртским и Алтайским бассейнами в Казахстане
ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
Blackbourn Reports: Western SiberiaFollowing on from his previous article for ROGTEC, Graham Blackbourn looks at the Potential of this exciting frontier
Грэм Блэкборн Blackbourn Geoconsulting Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting
Доклады Блэкберн: Западная Сибирь Продолжая свою предыдущую статью для ROGTEC, Грехем Блэкберн рассматривает потенциал этой захватывающей неисследованной территории
11ROGTEC
к югу через узкую Тургайскую ложбину, которая проходит через южную часть Уральских гор и возвышенности Северо-Казахской равнины (рис. 1.1.1). Во время позднего мела и раннетретичной эпохи Западно-Сибирское море было соединено этим каналом с океаном Тетис.
За исключением Карского моря, которое покрывает его северную часть, Западно-Сибирский бассейн почти целиком лежит под обширной низколежащей Западно-Сибирской равниной. Равнина омывается реками Обь (на западе) и Енисей (на востоке), текущими на север в Карское море; ее рельеф не отличается разнообразием и включает обширные участки заболоченной местности. Он представляет
Apart from the Kara Sea which covers its northern part, the Western Siberian Basin now lies almost wholly beneath the vast, low-lying West Siberian Plain. The plain is drainedby the Ob (in the west) and Yenisei (in the east) rivers, which flow northwards into the Kara Sea, and it exhibits little topography, containing vast tracts of swampland. It is theworld’s largest unbroken area of flat terrain, and elevations remain less than 100 m above sea level 1000 km upstream on the River Ob. Taiga (swampy forest) vegetation andlandforms cover much of the Plain owing to the largely sub-Arctic conditions, with tundra in the Arctic regions in the north, and a cool continental climate over the southern steppe, which rises southwards towards the Kazakhstan uplands and Altai-Sayan. The entire Plain lies within Russia, apart from its southern rim which is part of Northern Kazakhstan.
ROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
Taz
Nadym
Ob
Taz
Pur
Ob
Ob
Ob
Irtys
h
Yenesei
Yenesei
Tobo
l’
Ishim
Irtysh
0 500
Kilometres
100 200 300 400
o75 N
o75 N
o70 N
o70 N
o65 N
o65 N
o60 N
o60 N
o55 N
o55 N
o50 N
o50 N
o70 E
o70 E
o80 E
o80 E
o60 E
o60 E
o90 E
o90 E
o100 E
o100 E
NADYM
UST’-TYM
NOV.VASYUGAN
OMSK
SURGUT
NEFTEYUGANSK
STREZHEVOY
ALEKSANDROVSK
LAR’YAK
TOMSK
NOVOSIBIRSK
TOBOL’SK
TYUMEN
KHANTY-MANSIISK
TARKO-SALE
IGARKA
PODKAMMENAYA
NORIL’SK
YAMBURG
IGRIM
NAKHODKA
YENISEISKLESOSIBIRSK
SALEKHARD
VORKUTA
ISHIM
PETROPAVLOVSK
KRASNOYARSKKURGAN
NIZHNEVARTOVSK
ASTANA
Geological Services Ltd
B lackbourn
AYLMEZAYA
VO
N
KARASEA
YamalPeninsula
GydaPeninsula
TazovPeninsula
P ai-K hoiR
idge
alusninePrymiaT
Tungusska
Plateau
C E N T R A L
S I B E R I A N
P L A T E A U
YeniseiRidge
A L T A I W E S T S A Y A N
N O R T H K A Z A K H S T A NU P L A N D S
Turg
aiVa
lley
UR
AL
MO
UN
TA
IN
S
KolaPeninsula
BARENTSSEA
PECHORASEA
W E S T
S I B E R I A N
P L A I N
З А П А Д Н О - С И Б И Р С К А Я
РА В Н И Н А
УР
АЛ
ЬС
КИ
Е Г
ОР
Ы
Ц Е Н Т РА Л Ь Н О - С И Б И Р С К А Я
В О З В Ы Ш Е Н Н О С Т Ь
Figure I.1.1: Западная сибирь. Обзорная карта
Figure I.1.1: West Siberia - General Location Map
Siberia is notorious for the length and severity of its winters: temperatures below -50 ° C are not uncommon in winter. Transport across the region is mostly by air, with manyroads passable only in winter when the ground is frozen. The presence of permanently frozen ground – permafrost – causes particular difficulties both for surface construction,and for drilling. Permafrost in northern Siberia extends down to depths of 500 m or more (Fig. I.1.2). The structure of permafrost zones both laterally and vertically can be complex, with interfingering of frozen and thawed ground. Three main permafrost zones are recognised within the West Siberian Plain: northern, central and southern.
The northern zone lies to the north of a line of latitude running approximately through the centre of the Medvezh’e and Urengoi gas fields (i.e. about 66-67° N). The permafrosthere is continuous both vertically and laterally, apart
собой крупнейшую в мире ненарушенную область равнинной местности с возвышенностями менее 100 м над уровнем моря на 1000 км вверх по течению реки Обь. Растительность и ландшафт, характерные для тайги (лесо-болотистой зоны), покрывают большую часть равнины благодаря преимущественно субарктическим условиям; в арктических регионах на севере преобладает тундра с прохладным континентальным климатом в южных степях, рельеф которых поднимается к югу в сторону возвышенностей Казахстана и Алтай-Саянской области. Вся равнина расположена в пределах России, кроме ее южной оконечности, которая находится в Северном Казахстане.
Сибирь известна продолжительными и суровыми зимами: в это время нередки случаи, когда
12 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
200400
200
400
600
800
800600
400
6008001000
1000
1200
100012
00
1200
14001600
18002000
22002400260028003000320 0340 036 00
38004000
140016
00180020
00
2200
2400
2600
2800
3000
3000
3200
14001600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
320 0
1000
800
600
400
400
1200
1400
1400
1200
10 00
800
106
0
1800
2200
2000 24
00
2600
2800
3000
3200
3400
340036
00
34003200
3400
34003600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
3600
3800
3800
36 00
44 00
42 00
4000
4000
3800
4200
4400
4600
4800
4600
400
60080
0
100
0
600 400
200
800
1000
1200
1200
12 00
1000
800
600
400
200
140 0
1400
1400
4000
3600
160
0
1400
1600
1800
2000
1800
1800
1600
2000
2200
1600
1600
16 00
1800
180 0
2000
20 00
2200
2200
0200
2200
240 0
2400
240 0 24 00
2400
260 0
26 00
2400
26 00
2600
2600
2800
3000
3200
3400
2600
2600
2600
2600
3000
2800
3000
2800
280030
00
3200
3400
36 00
38 0040 00
42 00
3800
480 0
440 0
4200
2600 2800
3000
2800
28 00
1400
2400
3000
26 00
1800
20002200
200 0
Taz
Na dym
Ob
Taz
Pur
Ob
Ob
Ob
Ob
Irtys
h
Yenesei
Yenesei
Tobo
l’
Ishim
Irt ysh
o75 N
o75 N
o70 N
o70 N
o65 N
o65 N
o60 N
o60 N
o55 N
o55 N
o50 N
o50 N
o70 E
o70 E
o80 E
o80 E
o60 E
o60 E
o90 E
o90 E
o100 E
o100 E
NADYM
UST’-TYM
NOV.VASYUGAN
OMSK
SURGUT
NEFTEYUGANSK
STREZHEVOY
ALEKSANDROVSK
NIZHNEVARTOVSKLAR’YAK
TOMSK
NOVOSIBIRSK
TOBOL’SK
TYUMEN
KHANTY-MANSIISK
TARKO-SALE
IGARKA
PODKAMMENAYA
NORIL’SK
YAMBURG
IGRIM
NAKHODKA
YENESEISK
LESOSIBIRSK
SALEKHARD
VORKUTA
ISHIM
PETROPAVLOVSK
KRASNOYARSKKURGAN
Geological Services Ltd
Blackbourn
0 500
Kilometres
100 200 300 400
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
5200
Fault
Граница юрского осаждения
Граница Западно-Сибирской платформы
Depth in Metres
Глубина в метрах
Source: Kontorovich, A. E. (Ed), 2001
S OUTHKAR A
BASI N
Y E NES EI- K H ATAN G ATR OUG H
NORT HS IB ER I AN
SILL
TURGAITROUGH
Разрыв
Разрыв
Разрыв
Enclosure 1: Структурная карта западно-сибирского бассейна глубина до верхнего юра
Enclosure 1: Structure Map of West Siberian Depth to Top-Jurassic
from below the channels of major rivers and deep lakes. The thickness of the permafrost increases from east to west along the 65° N line from 300 m to 500 m, and on the north coast it reaches 500 m to 600 m. The central permafrost zone has two separate permafrost layers, apart from below a few treeless ridges where the permafrost is vertically continuous. Elsewhere in the central zone there are upper and lower permafrost layers, separated by a layer of melting. The upper layer results from freezing in recent times, whereas the lower layer is a “fossil” relic which was not wholly melted during the most recent Holocene warm period. The thickness of the relict layer in the west is 250-300 m, reaching 300-400 m in the east. The upper permafrost layer is 30-80 m thick, and varies significantly laterally.
The intervening melted layer provides a supply of fresh water throughout the year; those working in the northern zone have no such supply of groundwater, and have to obtain water by melting snow or ice.
The melted layer has also acted as a fluid conduit on occasions when wells drilling below it have unexpectedly encountered pockets of gas. The gas may reach the surface at a considerable distance from the well. For example, such a situation arose on one occasion while drilling on the Urengoi field, when gas was observed to be emitted from the bed of a fluvial floodplain and from
температура падает ниже -50 °C. Транспортное сообщение в регионе осуществляется преимущественно по воздуху, многие дороги становятся проходимыми только зимой, когда замерзает земля. Присутствие постоянно замерзшего грунта — вечной мерзлоты — создает особые проблемы как для наземного строительства, так и для бурения. Вечная мерзлота на севере Сибири достигает глубины 500 м или более (рис. 1.1.2).
Структура зон вечной мерзлоты, горизонтальная и вертикальная, может быть сложной, с взаимным переслаиванием мерзлого и оттаявшего грунта. В пределах Западно-Сибирской равнины различают три основных зоны вечной мерзлоты: северную, центральную и южную.
Северная зона лежит к северу от параллели, проходящей примерно через центр газовых месторождений Медвежье и Уренгой (т. е. приблизительно 66–67 ° с. ш.). Вечная мерзлота здесь имеет сплошной характер как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскости, кроме мест под руслами основных рек и под глубокими озерами. Толщина слоя вечной мерзлоты возрастает с востока на запад вдоль параллели 65 ° с. ш. с 300 м до 500 м, а на северном побережье она достигает 500–600 м. Центральная зона имеет два раздельных слоя вечной мерзлоты,
Нантес, Франция (+33) 2 40 30 11 81 • [email protected]
Хьюстон, США (+1) 281 492 6688 • [email protected]
В Л Ю Б О М М Е С Т Е . В Л Ю Б О Е В Р Е М Я . В С Е ГД А .
Производственные записи более чем 17000 VP (точек возбуждения) в день на Среднем востоке, сделанные системой для сейсморазведки Sercel уже доказали ее операционную эффективность. Предлагая разнообразный портфель продуктов от контроля поставщиков до контроля качества, Sercel предоставляет усовершенствованное наземное оборудование для любого приложения.
428XL: СПОСОБНОСТь РАБОТы С БОЛьШиМ чиСЛОМ кАНАЛОВ
Регистрация 100 000+ каналов в реальном времени
Ve464: СиНХРОНизиРОВАННый кОНТРОЛЛЕР РАзВЕРТыВАНиЯ
Новейшие вибросейсмические технологии (HFVS, HPVA, ISS, DSSS)
nomAD 90: САМый ТЯжЕЛый ВиБРАТОР
Высокая пиковая сила (90000 фунтов)
www.sercel.com
Наземная сейсморазведкаУсовершенствованная
система для сейсморазведки
SE_Land_ROGTECH_HalfPage_v1.indd 19 1/29/10 6:27:32 PM
EXPLORATION
Taz
Nadym
Ob
Taz
Pu r
Ob
Ob
Ob
Irty s
h
Yenesei
Yenesei
Tobo
l’
Ish im
Ir tys h
0 500
Kilometres
100 200 300 400
o75 N
o75 N
o70 N
o70 N
o65 N
o65 N
o60N
o60N
o
55N
o55N
o50N
o50N
o70 E
o70 E
o80 E
o80 E
o60 E
o60 E
o90 E
o90 E
o100E
o100E
NADYM
UST’-TYM
NOV.VASYUGAN
OMSK
SURGUT
NEFTEYUGANSK
STREZHEVOY
ALEKSANDROVSK
LAR’YAK
TOMSK
NOVOSIBIRSK
TOBOL’SK
TYUMEN
KHANTY-MANSIISK
TARKO-SALE
IGARKA
PODKAMMENAYA
NORIL’SK
YAMBURG
IGRIM
NAKHODKA
YENISEISKLESOSIBIRSK
SALEKHARD
VORKUTA
ISHIM
PETROPAVLOVSK
KRASNOYARSKKURGAN
NIZHNEVARTOVSK
ASTANA
KARASEA
PECHORASEA
Data from Duckhov et al. (1995), Medvedskii (1987)
Margin of West Siberian Plain
300
100
60 0
500
400
400
400
450
50060
0
400
300
300
200
20 0
100
10 0
350
30 0
300200
100
100
200
200
Geological Services Ltd
Blackbourn
N O R T H E R NZ O N E
C E N T R A LZ O N E
S O U T H E R N
Z O N E
Глубина до нижнего предела многолетнемерзлой породы (м)Depth to lower limit of permafrost (m)
Глубина до верхнего предела многолетнемерзлой породы (м)Depth to upper limit of permafrost (m)
Южный предел многолетнемерзлой породыSouthern limit of Permafrost
С Е В Е Р Н А Я З О Н А
Ц Е Н Т Р А Л Ь Н А Я З О Н А
Ю Ж Н Ы Й З О Н А
Figure I.1.2: Распространение и глубина многолетнемерзлых пород в Западной Сибири
Figure I.1.2: Distribution and Depth of Permafrost in Western Siberia
14 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
lakes up to 1500 m from the well (Medvedskii, 1987). Only the relict frozen layer occurs in the southern zone. This is observed both to the north and south of the east-west-trending section of the River Ob, where it typically lies atdepths between 150-300 m (e.g. in the Ust-Balyksk, Pravdinsk and Mamontovsk areas), although its upper surface is occasionally encountered at depths as shallow as 80 m. Its thickness varies considerably, however, depending on surface conditions. For example, it is 150 m thick in the Chernogorsk area, whereas in the Samotlor area, immediately to the northeast, it is considerably reduced owing to the large number of surface lakes andswamps here.
The relict layer in the southern zone does not cause any particular problems for drilling. It can, however, cause problems in the interpretation of seismic surveys owing to its very variable thickness.
No permafrost has been encountered at latitudes south of about 59-60° N (Fig. I.1.2). The permafrost below the West Siberian Plain incorporates considerable volumes of gashydrates. Environmentalists have expressed concern that global warming could release huge volumes of the bound methane into the atmosphere. Methane is a potent“greenhouse gas”, and its release could engender further warming. Russian occupation of Siberia began in 1581,
кроме мест ниже нескольких безлесных хребтов, где она имеет сплошной характер по вертикали. В других частях центральной зоны существуют верхний и нижний слои вечной мерзлоты, разделенные тающей прослойкой. Верхний слой образовался от замерзания в недавнее время, тогда как нижний представляет собой «ископаемый» реликт, который полностью не оттаивал даже во время последнего потепления в голоцене. Мощность реликтового слоя на западе составляет 250–300 м, достигая 300–400 м на востоке. Верхний слой вечной мерзлоты имеет толщину 30–80 м, и она значительно варьируется в горизонтальной плоскости.
Промежуточный оттаявший слой обеспечивает снабжение пресной водой в течение всего года; люди, работающие в северной зоне, лишены такого источника грунтовой воды и вынуждены получать воду, растапливая снег или лед.
Оттаявший слой также часто действовал как жидкостный отвод, когда бурение скважин ниже него неожиданно наталкивалось на газовый карман. Газ может достигать поверхности на значительном удалении от скважины. Например, однажды при бурении на уренгойском месторождении возникла ситуация, когда выделение газа наблюдалось в русле
EXPLORATION
when a Cossack expedition overthrew the small khanate of Sibir, which gave its name to the entire region. During the late 16th and 17th centuries, Russian fur trappers and traders and Cossack explorers penetrated all of Siberia, reaching a border treaty with china in 1689 (although they advanced further east, into the Amur basin, in contravention of the treaty, in the 1860s). Although a place of exile for criminals and political prisoners, Russian settlements were of little significance until the building of the Trans-Siberian railway across the southern part of the West Siberian Plain in 1891-1905. Industrial growth along the railway and in the Kuznetsk Basin coalfield was considerable after the first Soviet Five-Year Plan (1928-32).
The population began to fall again during the 1960s. The discovery of hydrocarbons in 1953, and especially that of the giant Samotlor oil field in 1965, however, was the majorimpetus for a redevelopment of the area, especially its northern regions, which reached a peak during the 1980s. Figure I.1.3 illustrates the average size of oil discoveries inWestern Siberia from the 1970s, compared with those from Russia as a whole. It is clear that the average field size in the WSB has consistently been significantly higher than thatof Russia as a whole, but that discovery sizes in both areas have fallen steadily and dramatically. Nonetheless, although Western Siberia is now a mature province, it covers an immense area, and there is plenty of scope for further
речной поймы и в озерах, находящихся в 1500 м от скважины (Медведский, 1987 г.).
В южной зоне присутствует только реликтовый мерзлый слой. Это наблюдается к северу и к югу от участка русла реки Обь, вытянутого с востока на запад; здесь он в основном залегает на глубине 150–300 м (например, в районах Усть-Балыкска, Правдинска и Мамонтовска), хотя время от времени его верхняя поверхность выходит на глубину не более 80 м. Мощность слоя, однако, значительно колеблется в зависимости от поверхностных условий. Например, она составляет 150 м в районе Черногорска, в то время как в районе Самотлора, непосредственно на северо-востоке, он значительно меньше благодаря большому количеству здесь озер и болот на поверхности. Реликтовый слой южной зоны не создает каких-либо особых затруднений при бурении.
Он может, тем не менее, доставить проблемы при расшифровке данных сейсморазведки в силу крайней неоднородности его толщины. Вечная мерзлота не встречается в широтах, расположенных южнее 59–60 ° с. ш. (рис. 1.1.2).
Вечная мерзлота под Западно-Сибирской равниной
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Mill
ion
tonn
esМ
илли
онов
тон
н
1971-1975 1976-1980 1981-1985 1986-1990 1991-1995 1996-1999 2000-2001 2002
YearГод
76.6
26.5
38.7
15.6
34.4
16.9 17.9
10.8
6.9
3.6
7.7
4.1 3.02.34.1
0.9
RussiaРоссия
Western SiberiaЗападная Сибирь
From Kleshchev, 2005
GeologicalServices
Ltd
Blackbourn
Figure I.1.3: Средний размер новых месторождений нефти в (1) России и (2) Западной Сибири, открытых за последнее время (залежи A+B+C +C2)Figure I.1.3: Average Size of new Oil Discoveries in (1) Russia and (2) Western Siberia during recent periods (A+B+C+C reserves)
16 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
discoveries, even if no “supergiants” remain, in addition to development and rehabilitation of existing fields. Some of the latter hold very considerable remaining reserves. The early years of the 21st century, with steadily increasing oil and gas prices, have seen a significant increase in the levels of activity.
I.1.3 Brief Historical Review of the Hydrocarbon Industry of Western Siberia, and a Short Introduction to the Petroleum Geology of the West Siberian Basin.The first field to be discovered in Western Siberia was the Berezov gas field in 1953, in the northern Pre-Urals area on the western margin of the Basin (Enclosure II.1). Owing to the remote location and the absence of infrastructure to the field, which has a Jurassic reservoir, it was not brought on-stream until 1963. In the meantime, the Megion oil fieldin the Middle Ob Region was discovered in 1961, followed by the giant Samotlor field in 1965. Samotlor was one of the largest oil fields in the world: ultimately recoverable oilhas been estimated as 24.7 billion barrels, and it immediately drew the attention of Soviet planners to the West Siberian Basin, and drew investment away from almost all other hydrocarbon provinces in the FSU. The Samotlor field was brought on-stream in 1964. Reservoirs vary in age from Late Jurassic to Cenomanian, but the large majority of the oil lay within Neocomian marine sandstones, which have proved to be the most prolific oil reservoir in the entire West Siberian province.
содержит значительные запасы газовых гидратов. Экологи выражают озабоченность тем, что глобальное потепление может привести к выбросу в атмосферу огромных объемов связанного метана. Метан является газом, оказывающим значительное влияние на «тепличный эффект», и его высвобождение может нести в себе угрозу дальнейшего потепления.
Заселение Сибири Россией началось в 1581 году, когда экспедиция казаков свергла небольшой сибирский каганат, давший свое имя целому региону. В конце 16-го и на протяжении 17-го веков охотники и торговцы, занимающиеся пушным промыслом, а также казаки-путешественники проникли во все уголки Сибири, заключив пограничный договор с Китаем в 1689 году (хотя они и продвинулись, в нарушение этого договора, дальше на восток, в бассейн реки Амур, в 60-х годах 19 в.).
Российские поселения, ставшие местом ссылки для преступников и политических заключенных, не играли существенной роли до строительства Транссибирской железной дороги в южной части Западно-Сибирской равнины в 1891–1905 гг. На маршруте железной дороги и в Кузнецком угольном бассейне был достигнут значительный промышленный рост после первой советской пятилетки (1928–1932 гг.).
17ROGTECROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
Ta zOb
Nady m
NADYM
o70 N
o70 N
o70 Eo60 E
o70 E
Ob
Irtysh
Taz
Pur
o80 E
o80 E
o65 N
o65 N
o60 N
o55 N
o60 N
Ob
NOV.VASYUGAN
Ob
Ob
UST’-TYM
Ob
Irtysh
TYUMEN
ChekovZarechnyi
Boc
hkar
ev
E Kyshtov
Sergeev
E Mezhovsk
SURGUT
NIZHNE-VARTOVSK
Salym
N Salym
Pravdinskoe
CentralSalym
W Ust’-BalykUst’-Balyk
Tundrinsk
Yavinlorskoe
Studenoe
Alekhinskoe
TutlimskLyantorskoe
Kamynskoe
N Kamynskoe
Aipimskoe
LowerSortymskoe
Turinsk
Bittem
Maslikhovsk
TaibinskoeKar’yaunskoeVachimskoe
Konitlor
N Konitlor
W Sorymskoe
Tyansk
Trom’egansk
E Trom’egansk
Kochevskoe
N Soimlorskoe
Central KhulymskN Kazymsk
Pokhromsk
Chuel’sk
S Alyasov
N AlyasovDeminsk
Berezov
N Igrimsk
S Igrimsk
Paul’-Tursk
Nulin-Tursk
E Syskonsyn’inW Syskonsyn’in
S Syskonsyn’in
Punginsk
GornoeW Ozernoe
E Ozernoe
W ShukhtungortskE Shukhtungortsk
N Sote-YuganskS Sote-Yugansk
Kislorskoe
Lykhminsk
Olkhovskoe
Bolshoe
N Rogozhnikov
Posnokortskaya
Lebyazh’e
Em-egovskPal’yanovsk
E Inginsk
Inginsk
Pottymsko-Inginsk
Talinsk
N Kamennoe
KamennoeElizarovsk
Logoboi
Serginskoe
Von’egansk
Krasnoleninsk
YakhlinskLovinsk &W Lovinsk
Tugrov (E & W)
Oval’noePeschanoe
W Talinsk
Paitykhskoe
Ontokhskoe
S PotanaiskN PotanaiskPotanai
Mulym’insk
Central Mulym’insk
N TeterevskE TeterevskS Teterevsk
W Mortym’insk, SN Mortym’insk, S
IusskoeDanilov
W Danilov
N Danilov
Kotyl’inskoe
TalnikovLem’insk
Upper Lem’insk
Uzbekskoe
Khultor
Slavinskoe
TrekhozernN Trekhozern E Sheburskoe
Karabashsk
S TolumskN TolumskE TolumskTolumsk-SemividovskE Semividovsk
S Mortym’inskW Mortym’insk, NN Mortym’insk, NMortym’ya-Teterevsk
Karempostskoe
Rogozhnikovskoe
Tsentralnoe
Nazymskoe
CentralNazymsk
Aprel’sk
Dekabr’sk
E Sakhalinskoe
Priobskoe
Khanty-Mansiisk
Chaprovskoe
Sinyeganskoe
Galyanovsk
Sakhalinskoe
Upper Lyaminsk
S Khulymsk
E PyakutinskoeRomanov
Karamov
VyintoiskPogranichnoe
Kholmogorsk
Ikilorskoe
KogolymskS Yagunsk
Gribnoe
Vat’egansk
PovkhovValuninsk
W Var’eganskoe
Kurragansk
Tyumensk
Van-eganskoe
Var’egan
Novo-Agan
Novomolodezhnoe
Gun’egansk
Ruf’egansk
Ershov
Malochernogorsk
Sorominsk
Pylinsk
Agansk
GreaterChernogorsk
E Kazym
E YagunskoeSorymskoe
Savuisk RavenskoeNong-egansk
Taplorskoe
Rodnikov
Fedorovskoe
Saporkinskoe
S Khadyr'yakhin
Komar'inskBystrinskoe
SolkinskSaigatinsk
Mamontov
Ombinsk
Chupal’skoeN Chupal’skoe
Yakkunyakhskoe
Pervomaisk
Multanovsk
Tukansk
Tailakovsk
S Tailakovsk
W YutymskoeNovo-Yutymskoe
DuklinS Cheremshansk
W Katyl’gin
Ozernoe
Olen’e
Ledovoe
StolbovGrushev
LomovoeKatyl’gin
Lontyn’yakhsk
Aiyaunsk
Pikhtovoye
Urnensk
Usanovsk
Ust-Tegussk
PavlovKarasev
Moiseevsk
GlukhovskE MoiseevskTagai
Krapivinsk
W Krapivinsk
Karaisk
W Karaisk
Kal’chinsk
N Kal’chinsk
MaiskoeCentralBalyk
MalobalykW Malobalyk
W Karemskoe
Yamskoe
S Vladigorskoe
MiddleShapshinskoe
LowerShapshinskoe
UpperShapshinskoe
Prirazlom
W SalymskVadelypskoe
UpperSalym
N Dem’yansk
S Yarokskoe
Zimnee
Endyrskoe
KondinskoeKondinskoe
N Kondinskoe
Zaozernoe
Malokondinskoe
W Erginskoe
Erginskoe
S Talin
Tevrizsk
Taitymsk
Prirakhtovsk
Lower Keumskoe
S BalykFakhirov
TeplovPetelinskoe
N Tarasov
Achimov
Malo-Yugansk
Novopokursk
OstrovnoeN Ostrovnoe
MatyushkinskPrikoltogorskoe
Kvartov
UpperKoltogorskoe Khvoinoe
Alenkinsk
Molorechensk
StrezhevoeSovetsk
ErmakovNezhadannoe
Orekhovsk
N Pokursk Vatinsk
Ur’evsk
Potochnoe
Uzno-Pokachev
SamotlorMykhpaisk
Megionsk
Lower Vartov
LokosovskPokamasov
Chumpassk
Shirokovskoe
Nivagal’sk
N MinchimkinMinchimkin
Dunaev
YaunlorskRusskinskoe
VershinnoeW Surgut
S Surgut
E Surgut
Antipayutinsk
Semakovsk
W Messoyakha E Messoyakha
S Messoyakha
Parusnoe
Nurmin
Khambatei
Novoportov
Rostovtsev
N Kamennomys
Obskoe
Kamennomys
Pyakyakhinskoe
E Tasov
N Khal’merpayntin
Tasov
Zapolyar
Salekaptskoe
Perekat
N Samburg
Yamburg
N Urengoi
Kharvutinsk
Yurkharovsk
Nakhodkinsk
NeponyatnoePestsov
En-Yakhin
SamburgS Samburg
S Russkoe
Yaro-Yakhinskoe
S PurovskoeW Zapolyarnoe
Beregov
Terel’
UpperChasel’sk
E Tarasov
S Khadyr’yakin
Yumantyl’
Khadyr’yakhin
S Geolog
Medvezh’e
Nydinsk
Sandibinsk
Yubileinoe Urengoi
E Urengoi
Nadymsk
Pangodinsk
Yamsoveiskoe
Barsukov
Upper Purpeiskoe
Karasevskoe
S Tanlov
W Purpeiskoe
Purpeiskoe
N Gubkin
Gubkin
Evo-Yakhinsk
Pyreinoe
E Tarkosalin
S Pyreinoe
W Tarkosalin
N Tarasov
Tarasov
S Tarasov
Ust’-Kharampur W Kharampur
Khanchei
W Noyabrsk
Pul’puyakhsk
W SutorminskSutorminsk
Tagrinskoe
N Var’eganskoe
S Vengapur
Vengapur
Yarainerskoe
Krainee
Novogodnee
Vengayakhinskoe
S Tarkosalin
Etypurskoe
Muravlenkovsk Komsomol’skoe
Sugmut
Tevlinsk
Kharampur
Festivalnoe
Ravninoe
Kholmistoe
UpperKolik’egansk
Suzunsk
Vankor
Lodochnoe
Tagul’skoe
Mangazeyskoe
Khalmerskoe
Russkorechenskoe
Russskoe
S Udmurtskoe
Chatyl’kin
S Kharampur
Ust’-Chasel’sk
Termokarstovoe
Chernichnoe
Fakhirov
Novochacel’
Kynsk
Tektokharampur
S Tambey
W Tambey
N Tambey
Tasiy
Malygin
W Seyakhin
Arktichesk(Arktiche)
CentralYamal’sk
Chugor’-yakhin
Shtormov
Utrennee
Gydansk
Geo�zichesk
Soletsk-Khanavei
TrekhbugorE Bugor Minkhov
Tota-Yakhin
S Kruzenshtern Bovanenko
Kruzenshtern
Kharasavey E Bovanenko
Upper Tiuteisk
Nerstin
Neitinsk(Ney-to)
Baidarats
Ust-Yuribey
Syador
Maloyamal’sk
N Sil’ginskUst’-Sil’ginsk
Beloyarskoe
Sobolinoe
CentralSil’ginsk
Dvoinoe
Snezhnoe
Kolpashevskoe
PermyakovskKolik-egansk
KhokhryakovskEnitorsk
Vontersk
N Khokhryakovsk
N Siktorsk
SevernoeS Okhteurskoe
GorstovoeProtochnoe
Chebach’eKondakovskLukoshkin-
Yarskoe
W Nazin Nazin
Taezhnoe
Vartovsk
Koshil’skVakhS Vakhsk
Lineinoe
Tungol’
Kiev-eganskNikol’sk
Ambarskoe
Tolparov
S Nazin
Chkalovsk
N Vasyugansk
CentralVasyugansk
Puglalymsk
Klyuchevsk
Chvorov
N Poselkov
Novovasyuganskoe
CentralNyurol’sk
Myl’dzhino
S Myl’dzhinoUpper
Salatsk
Kolotushnoe
Rechnoe
Festival’
S Festival
UrmanskS Tambaev
N Tabagan
Lower TabaganS Tabagan
Kazanskoe
Maloichsk
Rakitinsk
Tai-Dassk
Upper TaraE Tara
VeselovskE MezhovskMezhovsk
Pel’ginMaiskoe
ElleiskE ArchinskArchinsk
SmolyanKulginsk
Ellei-Igaiskaya
Fedyushkin
Igol’skTalov
Pon’zhev
Shinginsk
Poludennoe
Chapaev
Kul’-Eganskoe
S AleksandrovAleksandrov
Luginetsk
Rybal’noe
N Ostaninsk
Gerasimov
W OstaninskOstaninskMirnoe
PindzhinskN Kalinov
Kalinov UpperKombarsk
W Luginetsk
Selimkhanovsk
Krylovskoe
Upper Kondinsk
SuprinskoeShushminskoe
LazarevFilippovsk
W UbinskMalobinsk
Kayumovsk
Kartop’ya-OkhanskW Kartop’insk
Symor’yakhskoe
Boundary of West Siberian PlatformГраница Западно-Сибирской платформы
Limit of Jurassic subcropПредел залегания юрского несогласия
Hydrocarbon province boundaryГраница углеводородной провинции
Major faultГлавный разрыв
0 55km
Geological Services Ltd
Blackbourn
N Bovanenko
N Komsomol’skoe
TazOb
Nadym
NADYM
Ob
Irtysh
Taz
Pur
Ob
NOV.VASYUGAN
Ob
Ob
UST’-TYM
Ob
Irtysh
SURGUT
TYUMEN
Paiduginsk
Kaimysov
Vasyu-gansk
Pre-Urals
Middle Ob
Frolovskaya
Nadym-Pur Pur-Tazov
GydanskYamal
Enclosure 5
Enclosure II.1: Западная сибирь углеводородные провинции
Enclosure II.1: West Siberia Hydrocarbon Provinces
18 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
Further development of oil fields within central parts of the West Siberian Basin during the 1970s was followed by the development during the 1980s of massive gas fields in the north, mostly within Cenomanian reservoirs, first discovered in the 1960s. Oil production in the basin has however declined since 1988, and gas production since 1991, and recent production has exceeded the reserve replacement rate.
Most of the known and potential hydrocarbons in the basin lie within the Mesozoic succession. The Palaeozoic and older basement was formed by a complex array of microplates and continental fragments brought together by ocean closure and strike-slip faulting during the mid- to late Palaeozoic (Section I.2.1). Following Triassic rifting and igneous activity, the basin as a whole began to subside in the Early Jurassic and to fill with sediments sourced from the surrounding uplands, lying primarily to the southeast and northeast. Once the erosional topography had been blanketed, deposition occurred across a very extensive platformal area. Owing primarily to the vast extent of the basin, sediment input did not keep pace with subsidence, and the western half of the basin in particular was at times sediment-starved, leading to the deposition of up to 2500-3000 m of dark marine shales, commonly rich in organic matter, being deposited there between the Middle Jurassic and early Tertiary, with the latest-Jurassic Bazhenov Suite being of particular importance as a source rock. During most of the Early Cretaceous the transition between deltaic and open-marine deposition lay approximately mid-way across the basin. Repeated transgressive-regressive cycles in this environment provided optimum conditions for the reworking and winnowing of feldspathic deltaic and interdeltaic sands, leading to an improvement in their reservoir potential. Shelf deposits prograded westwards and northwestwards across the basin during regressive phases, creating clinoformal structures with distinct sand accumulations in the upper, shelf, environments, on the slope, and at the base-of-slope. During transgressive phases the clinoforms were draped by marine sapropelic muds of excellent source-rock quality, which encased the sand-rich clinoformal structures and these, together with the underlying Bazhenov Suite source, created a remarkably efficient source rock - reservoir - seal relationship.
A delicate balance between sediment input, sea-level fluctuations and basin-floor subsidence provided a combination of circumstances in which this interfingering of reservoir sands and source rocks continued to form throughout the Early Cretaceous over the extensive central-southern area of the basin, in particular within the Nizhnevartov, Surgut, Urengoi, Yamburg, and other regions (Enclosure II.1). The high concentrations of organic matter within the basin may have been related partly to its palaeogeography, and especially to its
Численность населения начала снова снижаться в течение 1960-х годов. Открытие запасов углеводородов в 1953 г., и в особенности гигантского самотлорского нефтяного месторождения в 1965 г., тем не менее стало важным стимулом для нового освоения региона, особенно его северных районов, которое достигло пика к середине 1980-х. На рисунке 1.1.3 показан средний объем запасов нефти, обнаруженных в Западной Сибири начиная с 1970-х годов, в сравнении с цифрами по России в целом. Очевидно, что средние запасы месторождений в Западно-Сибирском бассейне значительно выше, чем в целом по России, однако разведываемые объемы и там, и там с тех пор неуклонно и значительно снижались. Несмотря на это, хотя Западная Сибирь теперь хорошо освоена, она занимает огромное пространство, и еще есть достаточно мест для дальнейшей разведки, даже если больше не осталось «супергигантов» помимо разработки и реабилитации существующих промыслов. Некоторые из них все еще содержат значительные остатки полезных ископаемых. Первые годы 21-го века ознаменовались существенным оживлением активности благодаря уверенному росту цен на нефть и газ.
1.1.3 Краткий исторический очерк о нефтегазовой отрасли в Западной Сибири и краткое введение в геологию нефти в Западно-Сибирском бассейнеПервым в Западной Сибири было обнаружено Березовское газовое месторождение в северном Предуралье на западной границе бассейна в 1953 году (вкладка II.1). Из-за удаленности и отсутствия инфраструктуры на месторождении, которое представляет собой газоносный пласт, относящийся к юрскому периоду, добычу удалось полностью развернуть только в 1963 году. Тем временем в 1961 году было открыто нефтяное месторождение в Мегионе, в среднем течении Оби, после чего последовало открытие гигантского месторождения в Самотлоре в 1965 г. Самотлор был одним из крупнейших месторождений в мире: полные извлекаемые запасы нефти оценивались в 24,7 млрд баррелей, и он сразу же привлек внимание советских планирующих органов к Западно-Сибирскому бассейну и стал причиной оттока капиталовложений из всех других нефтегазоносных районов в бывшем Советском Союзе. Добыча на Самотлорском месторождении вышла на полную мощность в 1964 году.
Возраст пластов варьируется от позднего юра до сеномана, однако большая часть нефти залегает в неокомских морских песчаниках — это оказалось самым богатым нефтеносным пластом во всей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
19ROGTECROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
20 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
Вслед за разработкой залежей нефти в центральных частях Западно-Сибирского бассейна в течение 1970-х годов последовало развитие в 1980-х годах обширных газовых месторождений на севере, в основном в сеноманских пластах, которые были впервые обнаружены в 60-х годах прошлого века. Однако нефтедобыча в бассейне снизилась в 1988 году, а добыча газа начиная с 1991 года и добыча в последнее время превысила скорость воспроизводства минерально-сырьевой базы.
Большинство разведанных и предполагаемых запасов углеводородов в бассейне залегают в мезозойских слоях. Относящаяся к палеозою и более старым периодам подложка сформировалась сложным сочетанием микроплит и осколков континентальных плит, сведенных вместе смыканием океана и тектоническими разрывами с горизонтальным смещением во время среднего и позднего палеозоя (Раздел 1.2.1). После завершения рифтообразования и вулканической деятельности в триасе бассейн в целом в раннеюрскую эпоху начал опускаться и заполняться осадочными отложениями от окружающих возвышенностей, лежащих преимущественно к юго-востоку и северо-востоку. После образования покрова эрозионного рельефа осадконакопление происходило уже на очень обширной платформенной площади. В основном из-за большой протяженности бассейна седиментация не поспевала за скоростью опускания, и в западной половине бассейна в особенности отложения были временами скудны, что привело к осаждению слоя темных морских сланцев толщиной до 2500–3000 м, обычно богатых органическим материалом, которые образовались между среднеюрской и позднетретичной эпохой, где позднеюрская баженовская свита играет особо важную роль как материнская толща. В течение большей части раннего мела линия раздела между дельтовым и морским осадконакоплением проходила приблизительно посреди бассейна. Повторение трансгрессивных и регрессивных циклов в такой обстановке осадконакопления обеспечило оптимальные условия для переработки и развеивания полевошпатных дельтовых и междельтовых песков, приводя к улучшению их способности образовывать нефтегазоносные пласты. Шельфовые отложения размывались в сторону запада и северо-запада через бассейн в регрессивных фазах, образуя клиноформные тела с заметными скоплениями песка в верхних частях на выступах, на скатах и у подошвы. Во время трансгрессивных фаз клиноформы заносились морским сапропельным илом с отличным
restricted connection over the North Siberian Sill with the Arctic basin to the north. Southward circulation of cooler nutrient-rich marine waters across the North Siberian Sill into the warmer epicontinental basin may have stimulated the production and accumulation of planktonic organic matter to an unusually large extent. The oil-prone marine source-rocks did not extend over the substantial eastern and northeastern areas of the basin, and other parts of the basin margins, which had become the sites mainly of fluvio-deltaic and lacustrine deposition. Significant coals accumulated within these environments, however, which constitute a substantial gas source. This is the main reason for a general transition from oil fields within central and southern parts of the WSB, to gas in the north and east, and along its western margin (Enclosure II.1).
Another factor which makes the WSB such a prolific hydrocarbon province is that there has been very little tectonic activity within the area since hydrocarbon emplacement, so that early accumulations of hydrocarbons have been preserved within structural and stratigraphic traps which have remained relatively undisturbed.
Over the past 30 years or more, the WSB, particularly its central-southern part (either side of the Ob-river where it runs in an approximately east-west direction before turning northward in the Khanty-Mansi area – the Russians call this the “latitudinal Ob” region (Fig. I.1.1) has been quite thoroughly explored. However, parts of the basin remain under-explored, particularly the South Kara Sea and the Yenisei-Khatanga Trough. Both of these areas appear prospective, especially for natural gas and possibly for oil. The major Jurassic and Cretaceous source-rock facies are thought to extend northwards into both these regions: the gas-prone source may become more extensive, although the oilprone Bazhenov Suite may well extend into the South Kara Basin. The Taimyr uplift, and probably Novaya Zemlya, were sources of clastic material during most of the Mesozoic, and could have provided good-quality reservoirs.
The West Siberian Basin is of enormous extent, and the Russian-language geoscience literature uses a variety of systems for sub-dividing it into geographic regions. One of the most common subdivisions is illustrated on Enclosure I.1 (after e.g. Maximov, 1987). The ten regions depicted are somewhat arbitrary, apparently being defined on the basis of a variety of geological, geographic and administrative criteria. These regions differ from the purely administrative divisions, illustrated in Fig. I.1.1. A pragmatic approach is adopted in this report, switching between the different terminologies according to what is most appropriate to the discussion in hand.
21ROGTECROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
качеством для образования материнской толщи, который образовывал чехол для насыщенных песком клиноформных тел, и это — вместе с подложкой из пород баженовской свиты — создавало очень эффективную связь материнская толща — нефтегазоносный пласт — покрышка.
Хрупкий баланс между скоростью осадконакопления, колебаниями уровня моря и опусканием дна бассейна обеспечил сочетание обстоятельств, в которых формирование переслаивающихся песков нефтегазоносного пласта и материнских пород продолжалось в течение раннего мела на всей обширной площади центральной и южной части бассейна, в особенности в районах Нижневартовска, Сургута, Уренгоя, Ямбурга и в других регионах (вкладка II.1). Высокая концентрация органики в пределах бассейна может частично объясняться его палеогеографическими характеристиками, в особенности ограниченностью его связи через Северо-Сибирский порог с арктическим бассейном на севере. Движение на юг прохладной морской воды, богатой питательной органикой, через Северо-Сибирский порог в эпиконтинентальный бассейн могло способствовать появлению и размножению планктонных организмов в необыкновенно больших количествах.
Материнская толща, в которой возможно залегание нефти, не дошла до значительных областей на востоке и северо-востоке бассейна и до других частей на его границе — они в основном стали местами речно-дельтового и озерного осадконакопления. В этих условиях образовались большие скопления каменного угля, которые создают существенные запасы газа. Это является основной причиной общего перехода от нефтяных месторождений центральных и южных частей Западно-Сибирского бассейна к газу на севере и востоке и на его западной границе (вкладка II.1).
Еще одним фактором, благодаря которому Западно-Сибирский бассейн превратился в богатую углеводородами провинцию, стало то, что здесь присутствовала лишь незначительная тектоническая активность со времени отложения углеводородов, поэтому их скопления сохранились в структурно-стратиграфических ловушках, которые оставались относительно ненарушенными.
За последние 30 или более лет Западно-Сибирский бассейн, особенно его центральная и южная часть (по обе стороны Оби, где она протекает приблизительно с востока на запад, прежде чем повернуть на север к Ханты-Мансийской
области — в России этот район называется «район течения Оби в широтном направлении» (рис. 1.1.1), был довольно тщательно изучен. Тем не менее некоторые участки бассейна остаются неразведанными, в особенности у Южно-Карского моря и Енисей-Хатангского прогиба. Оба района представляются перспективными, в частности с точки зрения наличия газа и, возможно, нефти. Считается, что основные фации юрских и меловых материнских толщ продолжаются на север в оба эти региона: толща, где возможно залегание газа, может иметь большую протяженность, хотя нефтеносная баженовская свита, возможно, уходит в Южно-Карский бассейн. Таймырское поднятие и, возможно, Новая земля были источником кластического материала во время большей части мезозоя и могли обеспечить образование качественных нефтегазоносных пластов.
Западно-Сибирский бассейн имеет огромную площадь, и в русскоязычной геологической и геофизической литературе используется ряд систем для его районирования по географическим регионам. Один из общепринятых способов районирования проиллюстрирован во Вкладке I.1 (после, например, Максимов, 1987 г.).
Указанные десять регионов являются в некотором смысле произвольными, их определение, очевидно, сделано на основе ряда геологических, географических и административно-территориальных критериев. Эти регионы отличаются от чисто административного деления, показанного на Рис. 1.1.1. В настоящем отчете был принят прагматический подход с попеременным использованием терминологии, которая более соответствует требованиям нынешнего анализа.
Каспийское море: морфометрические характеристики и стохастическое моделирование
Caspian Sea: Morphometrics & Stochastic Modelling
Олибий Йшола Olubiy Iishola
22
Many reservoir models rely on populating reservoir zones with objects whose dimensions are taken from statistical databases of analogue sandbodies. While this attributes may be sufficient to characterise single channels, they do not adequately describe branching networks such as deltaic distributary channels.
This study examines morphometrics of deltaic distributary channels using satellite image data from the modern Volga Delta, Russia.
The Volga delta is an extreme example of a fluvial-dominated delta that is characterised by extraordinary pronounced distributary branching. Several reservoir intervals are deposited by the palaeo-Volga Delta in the Pliocene Productive Series reservoirs of the offshore Caspian Sea.
A quantitative database of key geometrical measurements the length, width and sinuosity was collected from the branching network of channels on the satellite image of the Volga delta. The channel segments were assigned hierarchies using an ordering classification system.
Various statistical analyses were carried out to obtain the mean, standard deviation, Inter-quartile range and coefficient of skewness of the length, width and sinuosity
Многие модели пластов базируются на насыщении пластовых зон объектами, размеры которых взяты из статистических баз данных для аналогичных песчаных тел. Хотя этих признаков может быть достаточно для характеристики однорукавных русл, они не описывают в достаточной мере разветвленные сети, как например дельтовые рукава.
В настоящем исследовании рассматривается определение морфометрических параметров дельтовых рукавов с использованием данных спутниковой съемки современной дельты реки Волга в России.
Дельта Волги представляет собой наиболее яркий пример устья с преобладанием речных наносов, которое характеризуется отчетливо выраженным рукавным ветвлением. В дельте палео-Волги, в продуктивной толще плиоценовых нефтеносных пластов, на шельфе Каспийского моря сложилось несколько нефтеносных горизонтов.
Собрана количественная база данных измерений ключевых геометрических параметров длины, ширины и извилистости сети разветвлений рукавов по спутниковым изображениям дельты Волги. Разбитым на участки рукавам была присвоена иерархическая
ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
23ROGTEC
структура с использованием системы классификации по порядкам.
Были проведены различные статистические исследования для получения среднего квадратического отклонения, интерквартильной широты и коэффициента ассиметрии в распределении по длине, ширине и извилистости рукавов дельты Волги. Также были построены графики зависимости по длине, ширине, извилистости и иерархическому подчинению и выведены их коэффициенты детерминированности R2, чтобы определить взаимосвязь между этими переменными.
Данные статистические исследования обнаружили отсутствие зависимости между упомянутыми переменными: длиной, извилистостью, шириной и иерархической структурой.
Это означает, что данные переменные можно рассматривать как независимые и использовать их как отдельные логические объекты в объектно-ориентированном пластовом моделировании продуктивной толщи плиоценовых нефтеносных пластов на шельфе Каспийского моря.
Результаты позволяют определять формы и размеры рукавных объектов для моделей продуктивной толщи плиоценовых пластов на шельфе Каспийского моря, как например, свиты «перерыв» на гигантском месторождении АЧГ компании BP.
ВведениеНастоящее исследование — «Морфометрические параметры дельтовых рукавов для объектно-ориентированного моделирования пластов» — проводилось в «Империал колледже» в качестве трехмесячной программы, заключительного самостоятельного проекта на степень магистра в области нефтегазовой геологии.
Целью проекта явилось создание количественной базы данных измерений основных геометрических параметров сети дельтовых рукавов на практическом примере дельты реки Волга в России.
Проектом обуславливались следующие требования:» измерить параметры основных геометрических/ морфометрических данных для сообщающейся сети дельтовых рукавов;» сравнить указанный набор данных со стандартными статистическими базами данных, чтобы обусловить формирование объектно-ориентированных моделей дельтовых нефтеносных пластов; и » определить формы и размеры рукавных объектов для моделей пластов аналогичных современной дельте Волги (продуктивной толщи нефтеносных пластов, Каспийское море).
of the Volga Delta channels. Also, various cross plots of length, width, sinuosity and hierarchy were made and their R2 values obtained to reveal the associations between these variables.
The statistical analyses reveal that there are no relationships between these variables; length, sinuosity, width and hierarchy.
This implies that these variables can be treated as independent and can be placed as separate entities in object-based reservoir modelling of the Pliocene Productive series reservoirs of the offshore Caspian Sea.
The results enables us to define shapes and dimensions of channel objects for models of the Pliocene Productive Series reservoirs of the offshore Caspian Sea, such as the Pereriv Suite in BP’s giant ACG field.
IntroductionThis study, ‘morphometrics of deltaic distributary channels for object based reservoir modelling’ was undertaken as a three month project in Imperial College as the final individual project for the Imperial College Msc in Petroleum Geoscience.
The aim of the project is to collect a quantitative database of key geometrical measurements of a network of deltaic distributary channels with its case study from the Volga Delta, Russia.
The requirements of the project are as follows:» To measure key geometrical/morphometric data for a connected distributary channel network;» To compare this dataset to standard statistical databases used to condition object-based models of deltaic reservoirs; and » To define shapes and dimensions of channel objects for models of reservoir analogous to the modern Volga Delta (Productive Series reservoirs, Caspian Sea)
Many reservoir models rely on populating reservoir zones with objects whose dimensions are taken from statistical databases of analogue sandbodies. This approach requires: (1) robust matching of the subsurface reservoir interval to an analogue (e.g. ancient systems at outcrops, modern system), and (2) measurements of the key geometrical attributes of analogue sandbodies. Typically, the geometrical attributes of channels in such databases are width/depth ratio and sinuosity. While these attributes may be sufficient to characterise single channels, they do not adequately describe branching channel networks such as deltaic distributary channels. This project will characterise the morphometrics of such network in the Volga delta, an extreme example of a fluvial-dominated delta that is characterised by extraordinary pronounced distributary branching. The results have several applications
ROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
24 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
Многие модели пластов базируются на насыщении пластовых зон объектами, размеры которых взяты из статистических баз данных для аналогичных песчаных тел. Такой подход требует: (1) надежного соответствия нефтеносного горизонта под поверхностью выбранному аналогу (например, древние системы в геологических обнажениях, современная система) и (2) измерений основных геометрических характеристик аналогичных песчаных тел. Обычно геометрические характеристики рукавов в подобных базах данных включают соотношение ширина/глубина и извилистость. Хотя этих признаков может быть достаточно для характеристики однорукавных русл, они не описывают в достаточной степени разветвленные сети, как например дельтовые рукава. Данный проект даст морфометрические параметры такой сети в дельте Волги, являющейся наиболее ярким примером устья с преобладанием речных наносов, которое характеризуется отчетливо выраженным рукавным ветвлением. Результаты имеют прикладное значение для нескольких нефтеносных горизонтов, образовавшихся в дельте палео-Волги в продуктивной толще плиоценовых пластов на шельфе Каспийского моря, где размеры рукавов, геометрия и характер сообщения являются основными неизвестными, которые могут оказывать значительное влияние на характер пластов.
Морфометрические методыМорфометрию можно определить как измерение формы, при котором измерения обрабатываются статистическими или математическими методами для определения внутренне присущих свойств. Морфометрические методы имеют задачей разработку способов или набора инструментов для измерения как общих, так и частных геоморфологических свойств.
В гидрологии начало морфометрическим исследованиям впервые было положено Р. Е. Хортоном и А. Е. Стралером в 40-х и 50-х годах 20-го века. Основной целью их работы ставилось определить целостную систему свойств рек на основе измерений различных речных признаков.
Признаком, который первым получил количественную оценку, стала иерархия речных участков в соответствии с системой классификации по порядкам, как проиллюстрировано на рис. 2.1.
По этой системе, участки русла были расположены по порядку номеров от верховьев реки (например, в вершинной части системы речного водотока) к точке где-нибудь ниже по течению. Числовая последовательность начинается от притоков в верховьях реки, которым присваивается значение «1». Участку течения, образовавшемуся при слиянии двух сегментов первого порядка, давался порядок «2». Два
to several intervals deposited by the palaeo-Volga Delta in the Pliocene Productive Series reservoirs of the offshore Caspian Sea, where the channel dimensions, geometry and connectivity are key unknowns that may have large impact on reservoir behaviour.
Morphometric TechniquesMorphometry can be defined as the measurement of the shape, whereby measurements are then manipulated statistically or mathematically to discover inherent properties. Morphometric techniques aim at developing methods or a set of tools that measures both general and specific geomorphometric features.
In the field of hydrology, morphometric studies were first initiated by R.E. Horton and A.E. Strahler in the 1940s and 1950s. The main purpose of their work was to discover holistic stream properties from measurement of various stream attributes.
The attributes to be first quantified was the hierarchy of stream segments according to an ordering classification system as illustrated in Figure 2.1.
In this system, channel segments were ordered numerically from the stream’s headwaters (i.e. the upper portion of stream’s drainage system) to a point somewhere down stream. Numerical ordering begins with the tributaries at the stream’s headwaters being assigned the value of 1. A stream segment resulted from the joining of two 1st order segments was given an order of 2. Two 2nd streams formed a 3rd order stream and this went on. The analysis of the data generated revealed some interesting relationships (Pidwirny, 2005).
Рис. 2.1. Пример системы определения порядков рек (Пидвирный, 2005 г.)
Figure 2.1: An example of stream ordering system (Pidwirny, 2005)
25ROGTECROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
www.tenaris.com/tenarishydril
Wedge Series 500™
ten013_rogtec_wedge_0417.indd 1 4/17/09 2:04:43 PM
26 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
рукава второго порядка образовывали речной водоток третьего порядка и так далее. Анализ полученных данных позволил обнаружить некоторые интересные взаимозависимости (Пидвирный, 2005 г.).
Р. Е. Хортон применил морфометрический анализ для оценки ряда речных признаков, и его работы позволили выдвинуть несколько законов, относящихся к образованию водотока. Закон Хортона о величине водотоков предположил существование геометрической зависимости между числом речных участков, расположенных в последовательном порядке по характеру водотока. Закон порядков площадей водосборных бассейнов указывал, что средняя площадь бассейна в системе с последовательным порядком при построении графика образует линейную зависимость. Эти результаты и исследования других естественных разветвленных сетей позволили обнаружить существование повторяющихся схем похожих на модель порядков рек. В морфометрии, геоморфологическое значение хортоновской зависимости порядков рек ограничено.
Способ нумерации водотоков, использованный Хортоном, в целом аналогичен методу, который применялся при проведении настоящего исследования для нумерации и присвоения иерархии участкам рукавов в дельте Волги. В этом исследовании участки рукавов были, прежде всего, пронумерованы в произвольной последовательности с первого сегмента до последнего, как они видны на карте дельты. Порядок расположения участков водотока в соответствии с их иерархией получил номер «1» от реки Волга в верхней точке дельты.В ситуации, когда одному рукаву присваивается значение «1» в первом порядке иерархии, когда он расходится на два или три рукава, они получают значение «2» во втором иерархическом порядке. При слиянии двух сегментов, образовавшийся рукав получает иерархический номер предшествующего разделившегося однорукавного русла. Таким образом, иерархический порядок продолжается до тех пор, пока последний русловый сегмент не впадет в Каспийский бассейн.
Объектно-ориентированное моделирование пластовПластовые модели являются необходимым инструментом, используемым для разведки месторождений углеводородного сырья. Как указывали в 1993 г. Брайант и Флинт, общая методология при создании модели геологического пласта заключается в следующем:
» определение пространства, занимаемого нефтеносным горизонтом;» указание геологических/генетических пород в этом пространстве;» создание реалистичных форм и геометрических
R.E Horton applied morphometrics analysis to a variety of stream attributes and from his studies a number of laws of drainage composition were proposed. Horton’s law of stream strengths suggested that a geometric relationship existed between numbers of stream segments in successive stream orders. The law of basin areas indicated that the mean basin area of successive ordered systems formed a linear relationship when plotted on a graph. These results and studies of other natural branching networks have revealed patterns similar to the stream order model. In morphometry the geomorphological significance of the Hortonian stream-order relationship is limited.
The stream numbering technique used by Horton is quite similar to the technique applied during this study to number and assign hierarchy to channel segments of the Volga delta. In this study, the channel segments were first of all numbered randomly from the first segment to the last seen on a map view of the delta. The ordering of the stream segments according to their hierarchy was then assigned the number ‘1’, from the Volga River, at the apex of the delta.
In a situation whereby a single channel is assigned the value of 1 in the first order in the hierarchy, when it splits or bifurcates into two or three channel segments, they are assigned the value ‘2’ in the second order of the hierarchy. If two of the channel segments converge, the channel segment that results from this is assigned the hierarchy number of the previous single channel that bifurcated. In this way, the ordering according to hierarchy goes on until the last channel segment has drained into the Caspian basin.
Object-based reservoir modellingReservoir models are essential tools used during the exploration of hydrocarbon reserves. According to Bryant and Flint, 1993, the general methodology for building a geological reservoir model is to;
» Define the space occupied by reservoir interval» Identify the geological/genetic units within this space» Assign realistic shapes and geometries to these geological/genetic units» Arrange these units within the defined space (i.e. determine the reservoir’s internal geometry or ‘architecture’); use either deterministic or stochastic (object-based) methods» Assign reservoir properties to the genetic units (use deterministic, stochastic and/or other geostatistical methods)
The concept of object-based modelling techniques (also termed ‘marked point processes) follows naturally from the concept of genetic reservoir units. An object-based is defined as a 3-D geometric shape which can represent a genetic reservoir unit, or shale, or any other reservoir or non
27ROGTECROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
reservoir interval which can be defined in space and which has clearly distinguishable boundaries.
An object-based model is a model that simulates the distribution of objects defined by specific geometries, in 3D space, with simulations usually constrained by well data.
A reservoir will typically contain many objects of a certain type (e.g. channels), which have a similar geometry but which differ in size (e.g. different thickness, width and length), location and orientation. If the location of the objects are ‘conditioned’ to well data (objects have been identified in the wells and the realisation must honour this) then the well data is modelled before the inter well volume.
Object-based modelling uses the stochastic method of approach in building probabilistic models on a particular object with various modelling software such as IRAP and Petrel. These types of modelling have variable input parameters, commonly derived from probability-density functions (pdf’s), and therefore have multiple outcomes; as a consequence model runs must be repeated many times and subsequently averaged.
The goal of object-based modelling in sedimentary geology is to predict sedimentary architecture and stratigraphy. Uncertainties associated with object-based modelling include; limited data available about reservoir dimensions and architecture, Complex spatial disposition of reservoir building blocks or facies, and spatial heterogeneity of rock properties. (Bryant and Flint, 1993).
According to Bryant and Flint, 1993, the stochastic reservoir modelling provides improved integration of geoscientific information, uncertainty quantification by generation of many plausible relations, reservoir characterisation during exploration, appraisal and production stage and convenience, and speed of stochastic methods.
Object-based modelling is commonly applied to fluvial reservoirs.
The method employed for stochastic reservoir modelling of fluvial channel sand bodies includes: » Conditioning data» Honoring well data: whereby sand bodies are randomly l ocated to coincide with sands in the well. This ensures that the channel positions are controlled.» Inter well bodies: Here random bodies conflict with the well and must be dropped or moved» Final realisation: Sand is added until net-to-gross ratio reaches desired level.
Problems can arise with object based techniques when there are objects present in the well which cannot be matched because the stop criteria has been reached too soon, there are too many conflicts, or the objects being drawn into the reservoir volumes have an inappropriate geometry,
характеристик этих геологических/генетических пород;» расположение этих пород в указанном пространстве (например, определение внутренней геометрии пласта или его «архитектуры»); использование методов либо детерминированного, либо стохастического (объектно-ориентированного) анализа;» указание признаков пласта в соответствии с генетическими элементами (используя методы детерминированного, стохастического и (или) другого геостатистического анализа).
Идея методов объектно-ориентированного моделирования (также называемых «обработка по маркированной точке») естественным образом вытекает из концепции генетических пород-коллекторов. «Объектно-ориентированный» определяется как трехмерная геометрическая форма, которая может представлять генетическую породу-коллектор, глинистый сланец или любой другой пласт или непластовый нефтеносный горизонт, который можно определить в пространстве с отчетливо определяемыми границами.
Объектно-ориентированная модель — это модель, имитирующая распределение объектов, определенных в соответствии с особой геометрией в трехмерном пространстве, где моделирующие варианты обычно ограничены данными скважины.
В пласте обычно содержится множество объектов определенного типа (например, пустот), которые обладают схожими геометрическими параметрами, но различаются по размерам (например, толщине, ширине и длине), расположению и ориентации. Если месторасположение объектов «обусловлено» скважинными данными (объекты указаны в скважинах и реализация должна с этим согласовываться), тогда скважинные данные моделируются перед межскважинным объемом.
В объектно-ориентированном моделировании используется метод стохастического анализа при построении вероятностных моделей конкретного объекта с помощью различных моделирующих программ, например IRAP и Petrel. Эти типы моделирования применяют переменные входные параметры, обычно извлекаемые из вероятностной плотности распределения, и, таким образом, имеют несколько решений; как следствие, необходимо прогнать модель несколько раз и в заключение усреднить результаты.
Целью объектно-ориентированного моделирования в геологии осадочных пород является предсказание седиментационной архитектуры и стратиграфического строения. Факторы неопределенности, связанные
с объектно-ориентированным моделированием, включают: ограниченность имеющихся данных о размерах и архитектуре пластов, сложность пространственного расположения строительных блоков или фаций пластов и пространственная гетерогенность свойств породы. (Брайант и Флинт, 1993 г.).
Как писали в 1993 г. Брайант и Флинт, вероятностное моделирование пластов обеспечивает улучшенное интегрирование геофизической информации, количественную оценку неопределенностей путем создания множества возможных связей, описание характеристик пласта на этапах разведки, оценки запасов и добычи, а также удобство и быстрота методов стохастического анализа.
Problems are also associated with objects that are very large (It is easier to fit a group of small objects together than large ones). Other problems occur when the wells are closely spaced to the size of the objects; this is ironic as more wells yield better constrained models. The methodology can distort the statistics, whereby larger object are placed near the well and smaller objects between wells.
DatasetData used is as follows:» Publicly available satellite imagery of the modern Volga delta» Enlarged section of the delta with better resolution showing more pronounced distributary channel patterns.» Cartoon map of the Volga showing the area covered by the satellite image.
Рис. 3.1. Спутниковый снимок дельты Волги, изображающий всю площадь, относящуюся к данным, а также увеличенный участок, на котором выполнялась работа (NASA, 1999 г.)
Figure 3.1: Satellite image of the Volga delta showing the entire area covered by data and the enlarged portion worked on (NASA, 1999)
28 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
Объектно-ориентированное моделирование обычно применяется для пластов в речных системах.
Метод, используемый для вероятностного моделирования пластов в песчаных телах речных русел, включает: » обусловливание данных;» учет скважинных данных: там, где беспорядочно расположенные песчаные тела совмещены с песчаной толщей в скважине. Это обеспечивает контроль расположения каналов;» межскважинные тела: здесь тела с произвольным расположением не соответствуют скважине, и их необходимо игнорировать или передвинуть;» заключительная реализация: добавление песка происходит до достижения желаемого уровня соотношения нетто-брутто.
При использовании объектно-ориентированных методик могут возникать проблемы, когда в скважине присутствуют объекты, для которых нельзя найти соответствие из-за того, что преждевременно был достигнут критерий остановки, существует слишком много конфликтов или оттого, что объекты, вносимые в пластовый объем, имеют несоответствующие геометрические параметры.
Проблемы также могут быть связаны со слишком крупными объектами (гораздо легче поместить группу объединенных мелких объектов, чем большие объекты). Другие проблемы появляются, когда скважины слишком близко расположены по размеру объектов; это происходит словно в насмешку, поскольку большее число скважин обеспечивает лучшее наложение ограничительных параметров в моделях. Данная методика может искажать статистику там, где более крупные объекты расположены вблизи от скважины, а более мелкие объекты между скважинами.
Набор данныхИспользовались следующие данные:» Находящиеся в общем доступе спутниковые снимки современной дельты Волги.» Увеличенный участок дельты с более высоким разрешением, на котором отчетливее видны схемы рукавов.» Карта-схема Волги с изображением площади покрытия спутникового снимка.
Методология и сбор данныхРукавные сегменты были оттрассированы по карте на основе спутникового изображения дельты Волги при помощи кальки и с использованием нумерации сегментов от 1 до 270.
Были получены измерения длины по водотоку (L), горизонтальной протяженности (H) и ширины русел;
Methodology and Data CollectionThe channel segments were traced-out from the satellite image map of the Volga delta using sheets of tracing paper, & the channel segments numbered from 1 to 270
Measurements of length along the stream (L), horizontal length (H) & width of channels were obtained; using a ruler and a long string, and the sinuosity (L/H) was calculated.
The channel segments were assigned a hierarchy with numbering starting from ‘one’, from the Volga River, at the apex of the delta through the network of branched and converging stream channels to the region represented on a traced-out, satellite image of the Volga delta. The numbering of the channel hierarchy continued from there, through the drainage system to where the stream channel drains into the Caspian Sea. Some channels close to the sand dunes and deserts were observed and measured.
A section of the delta showing a pronounced branching pattern was looked at and measured as above.
The Sinuosity for each channel segment was calculated by dividing the channel length along a floodplain stream (L) by the horizontal channel length (H).
All the records of measurements were properly labelled and tabulated on an Excel work sheet.
Statistical analysis; mean, standard deviation, frequency & cumulative frequency were obtained from the dataset collected via Excel worksheet. Part 2 of this article with the findings and conclusions will be published the June issue of ROGTEC Magazine.
Рис. 3.2. Карта-схема современной дельты Волги, где красная пограничная линия указывает районы покрытия спутникового снимка. (Используется с разрешения geoinfo, 1984 г.)
Figure 3.2: Cartoon map of the Morden Volga delta, with the red border line showing areas covered by the satellite image (Courtesy of geoinfo, 1984)
30 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
с использованием линейки и длиной нити произведен расчет извилистости (L/H). Русловым сегментам была присвоена иерархическая структура с нумерацией начиная от единицы с реки Волга в верхней точке дельты, через сеть разветвляющихся и сливающихся водотоков, к области, обозначенной на оттрассированном спутниковом снимке дельты Волги. Нумерация русловой иерархии продолжается от этого места, через систему стока к точке, где русло реки впадает в Каспийское море. Была выполнена визуальная оценка и произведены измерения некоторых рукавов вблизи песчаных дюн и пустынных районов.
Рассмотрен и измерен в соответствии с вышеизложенным участок дельты, на котором заметна отчетливая схема ветвления
Извилистость для каждого руслового сегмента рассчитывалась путем деления длины русла вдоль поймы (L) на величину горизонтальной протяженности русла (H).
Все записи о сделанных измерениях были соответствующим образом помечены и сведены в электронные таблицы Excel.
Статистический анализ: из набора данных, собранных в таблице Excel, получены среднее квадратическое отклонение, повторяемость и накопленная повторяемость.
Вторая часть этой статьи с полученными результатами и выводами будет опубликована в июньском выпуске журнала ROGTEC.
Рис. 4.b. Карта участка с детальным отображением отчетливо выраженной схемой рукавов (масштаб: 9,8 см на 5 км)
Fig 4.b A map of the section looked at in detail showing a pronounced distributary pattern (Scale: 9.8cm represents 5 km).
Рис. 4.a. Оттрассированная карта дельты Волги, на которой выполнялась работа (масштаб: 3,6 см на 5 км)
Fig 4.b A map of the section looked at in detail showing a pronounced distributary pattern (Scale: 9.8cm represents 5 km).
31ROGTECROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
32
SummaryThe SEG Technical Standards Committee has recently undertaken a revision of the SEG-D Field Tape Standard designed to accommodate the needs of current and anticipated future acquisition systems. This includes not just field acquisition support for arbitrary sample rates, continuous passive recording, multicomponent sources and receivers, and sophisticated field filters, but also things like area / line /crew /client /job information, source and receiver co-odinates and their reference system, and capture of processing such as trace edits in the field system.
Краткое изложениеКомитет Общества геофизиков-разведчиков (SEG) по техническим стандартам недавно начал пересмотр стандарта для полевых магнитных лент SEG-D, разработанного для удовлетворения потребностей действующих и предполагаемых будущих систем сбора сейсмических данных. Сюда входят не только средства обеспечения полевой съемки с произвольной частотой дискретизации, непрерывной пассивной регистрации данных, многокомпонентных источников и приемников, а также сложных полевых фильтров, но и такие элементы, как информация о районе/линии/разведочной партии/клиенте/задании, координаты источника и приемника и их системы отсчета, и фиксирование обработки данных, например пересчета трассировок в полевой системе. ВведениеВ процессе обсуждения текущего положения с полевыми и взаимозаменяемыми стандартами SEG во время ежегодной международной выставочной встречи Общества геофизиков-разведчиков полезные замечания были сделаны инженером полевых систем, контролером съемки данных, оператором сейсмического вычислительного комплекса, ученым-геофизиком и разработчиком программного обеспечения.
«Мы создаем важную информацию о контроле качества в производимых нами полевых системах, но наши покупатели, похоже, никогда не передают ее своим клиентам. Желательно, чтобы действительно была предусмотрена стандартная область в формате SEG-D, где эта информация записывалась бы автоматически. Сейчас нам приходится вносить дополнительные заголовки SEG-D в наш собственный формат», — сказал инженер полевых систем.
ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
Новые стандарты:SEG-D 3.0 и комиссия SEG по техническим стандартам
New Standards:SEG-D 3.0 and the SEG Technical Standards Committee
Jill Lewis, Troika International Stewart A. Levin, Halliburton Drilling, Evaluation & Digital Solutions, Rune Hagelund, WesternGeco, Barry D. Barrs, ExxonMobil
Джил Льюис, «Тройка Интернэшнл», Стюарт А. Левин, Halliburton Drilling, Evaluation & Digital Solutions, Руне Хагелунд, WesternGeco, Барри Д. Баррс, ExxonMobil.
33ROGTEC
С ним согласился контролер. «Да, я не смог бы выполнять свою работу как следует без вывода на экран данных о контроле качества в системе. Выбор пересчета трассировок практически не составляет труда. Хотя уже просто стыдно, что в конце концов мне приходится сверять эти данные с листами наблюдений на отдельном компакт-диске или флеш-памяти, а не непосредственно на ленте SEG-D».
Специалист сейсмического вычислительного комплекса поддерживает их: «Что касается листов наблюдений, я, кажется, провожу половину своего времени, разбираясь в них. Только не говорите мне про геометрию! Наши специалисты по навигации настолько заняты, совмещая координаты и проверяя их качество, что никто из них не смог найти время даже на то, чтобы приехать сюда».
Специалист по расшифровке сейсмических данных припомнила, что не далее как на прошлой неделе она пыталась привязать два разных поколения технических данных к проводимым изысканиям. «Что-то определенно было не так с координатами заголовка в одной или обеих съемках, однако никто не мог найти навигационные данные, чтобы проверить разницу в исходных параметрах или локальных зонах. В конце концов мне пришлось подгонять их, пока они более-менее не подошли. Какой печальный конец для сотен часов обработки сейсмических данных TLC. И все потому, что у нас не было навигационных данных».
Ученый-геофизик, который наконец присел, чтобы отдохнуть от беготни взад-вперед между десятком разных технических семинаров, проходящих одновременно на расстоянии километра друг от друга, вынул трубку, снова ее спрятал, увидев знак, запрещающий курение, и вздохнул. «Знаете, к тому времени, когда стандарт SEG публикуется, он уже практически устаревает. Наша компания осуществляла мониторинг действующих месторождений при помощи сейсмической съемки 9 C, 4 D, активной и пассивной, в течение нескольких лет. Но из-за отсутствия стандарта для форматирования и передачи данных подрядчикам мы тратим непомерно много времени и денег на их соответствующую обработку, чтобы я мог заняться своей исследовательской программой совместного анализа этих данных и данных CSEM, полученных в то же время».
Разработчик программного обеспечения хмыкнул, сделал еще глоток крепкого кофе латте и вмешался: «Погодите-ка минутку. Нам и в самом деле нужна новая версия стандарта SEG-D, модернизированная до того, чтобы в ней была даже кухонная раковина? В нынешнем стандарте уже есть масса проблем, связанных с разночтением, ошибками и противоречивостью данных, а вы хотите еще более
IntroductionA field systems engineer, an acquisition bird dog, a seismic processor, a seismic interpreter, a geoscience researcher and a software developer were having refreshments at an SEG International Exposition and Annual Meeting while discussing the state of SEG field and interchange standards.
“We generate essential quality control information in our field systems, but our customers never seem to pass it on to their clients. I really wish there were a standard place in the SEG-D format we can automatically record it. Right now we have to put in extra SEG-D headers in our own proprietary format.” said the field systems engineer.
The bird dog agreed. “Yes, I couldn’t do my job properly without your system’s QC displays. Picking out trace edits is almost painless. It’s a shame, though, that I end up putting this with the observation sheets on a separate CD or a USB stick and not directly on the SEG-D tape.”
The seismic processor chimes in: “Speaking of observation sheets, I seem to spend half my time chasing them down. And don’t even get me started on geometry! Our navigation folks are so busy merging and QC’ing coordinates that none of them could even spare the time to come to this convention.”
The seismic interpreter recalled that just last week she was trying to tie two different vintages of spec data over a prospect. “Something was clearly wrong with the header coordinates of one or both of the surveys, but no one was ever able to locate the navigation data to check on differences in datum or local zones. I ended up stretching and squeezing the two until they more or less fit. What an ignominious epitaph for hundreds of hours of TLC seismic data processing. And all because we couldn’t get the nav.”
The geoscience researcher, finally resting after running back and forth as much as half a mile shuttling between 10 simultaneous technical sessions, pulled out his pipe, put it back after noticing the no smoking sign, and sighed. “You know that by the time an SEG standard is published, it is practically obsolete. Our company has been monitoring producing fields with 9 C, 4 D seismic, both active and passive, for some years. But lacking any standard for formatting and transmitting it to contractors, we waste inordinate amounts of time and money getting it processed properly so I can get on with my research program of jointly analyzing these data with CSEM acquired at the same time.”
The software developer harrumphed, took another swig of high caffeine double nonfat latte, and interjected “Wait just a minute, there. Do we really want a new version of
ROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
34 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
усложнить его? Предположим, что каким-то чудом такой «накачанный» SEG-D и в самом деле появится до того, как я выйду на пенсию. Тогда весь следующий год мне придется заниматься переписыванием десятков тысяч строк кода на устаревшем Фортране, который создан еще в 70-х для считывания SEG-D. И только потому, что теперь появилось больше информации, это не означает, что имеется достаточно места для его переноса в существующие системы обработки и расшифровки сейсмических данных. Добавьте еще два человеко-года на доработку. И еще не менее половины моего времени после этого уходит на обслуживание и обновление, чтобы убирать один за другим производственные глюки. После этого я буду рад досрочно уйти на пенсию!»
Цели и задачи SEG-D версии 3.0 Как видно из этого воображаемого разговора с его ироничным тоном, существует очевидная потребность стандартизации дополнительных сейсмических данных и метаданных в SEG-D для фиксирования информации с автоматической регистрацией или генерированием в полевых условиях. Сохранение существующего порядка вещей с наличием разнообразных расширений от разных производителей увеличивает риск того, что дополнительная информация лет через десять не будет поддаваться расшифровке.
Некоторые функции SEG-D в обновлении до версии SEGD 3.0 сейчас включают:
» общую информацию о съемке, как например: сведения о клиенте, районе, проводимых изысканиях, разведочной партии или судне,тип(ы) источников, мощность, интервалы времени, статус, схему размещения и полевую обстановку,
» тип(ы) приемников, ориентацию, чувствительность, статус, схему размещения и полевую обстановку,поддержку IEEE 8-байтовых проб, код 8080,
» поддержку частоты дискретизации в 1 микросекунду,четыре с половиной года записи данных с интервалом в одну секунду для обеспечения поддержки пассивной регистрации,
» поддержку регистрации CSEM и EM,метку единого времени по шкале времени GPS с началом от 6 января 1980 г.,
» пояснения по методике записи данных на диск,
» координаты и их систему отсчета EPSG, соответствующие требованиям OGP (Международной ассоциации производителей нефти и газа),
the SEG-D standard upgraded to include the kitchen sink? The existing standard already has plenty of problems with ambiguities, mistakes and inconsistencies and you want to make it even more complex? Let’s assume by some miracle this SEG-D on steroids is actually promulgated before I retire. Now I’ve got to spend the next year rewriting all the tens of thousands of lines old Fortran dating from the ’70s for reading SEG-D. And just because there is more infor¬ma¬tion in the new SEG-D, doesn’t mean there’s a place for it to be transferred into in the existing seismic processing and interpretation system. Add another two man years of development. And at least half my time after that maintain¬ing and upgrading it to work around one vendor glitch after another. I’ll welcome early retirement after that!”
SEG-D Rev 3.0 goalsAs the previous imaginary conversation indicates in its tongue-in-cheek way, there is a clear need for standardization of additional seismic data and metadata in SEG-D to capture information that is automatically captured or generated in the field. Continuing the status quo of many vendor-specific extensions greatly increases the risk that that extra information will be indecipherable a decade from now.
Some features that the SEG-D upgrade to SEGD 3.0 now includes:
» General survey information such as client, area, prospect, field crew or vessel,
» Source type(s), strength, timing, status, layout, and field conditions,
» Receiver type(s), orientation, sensitivity, status, layout and field conditions,
» Support for IEEE 8 byte samples, code 8080,
» Support for sample rate steps of 1 microsecond,
» Four and a half years of recording data at one second interval to provide support for passive recording,
» Support for CSEM and EM recording,
» Common Time Stamp GPS Epoch, starting 6th January, 1980,
» Clarification of method for writing data to disk,
» Coordinates and their EPSG reference system in line with OGP (International Oil and Gas Producers Association),
» UoM (Units of Measurements) Table in common with Energistics,
35ROGTECROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
They are represented by:
» Completeness: If implemented and populated the survey could be constructed later from the SEG-D.
» Compatibility: Where reasonable, the format is compatible with earlier versions, both in layout and methods of extension.
» Coordination: Where new (or old) information is in another technical standard? So that the information can be exported to or imported from the other standard without pain or degradation.
» Clarity: We have avoided ambiguities by means of explanatory notes and examples. And don’t specify the same information in two different places, a failing of the current SEG-D Rev 2.1 standard and its predeces¬sors.
» Simplicity: Adopt a set of consistently followed practices in laying out information in the new SEG-D revision. Make each block or block grouping self-contained, irrespective of any master table of contents.
» Do no harm: Seriously consider how new SEG-D data might be misused or misinterpreted down the road. For example, how might preplan coordinates for source and receiver be mishandled?
» Recoverability: Provide internal clues and make formatting choices that limit the loss of information should the medium on which SEG-D is recorded becomes corrupted.
» Cleanup: Option to provide a precise count of samples per trace in milliseconds rather than ambiguously back calculating it from other fields in the headers.
» Extensibility: Have a clearly defined compatible approach to future updates that can be quickly drafted, approved and deployed without revisiting all aspects of the existing standard.
The SEG is now working very closely with the OGP (International Oil and Gas Producers Association, ogp.org) who represent approximately 80% of the Oil and Gas producers from around the world. This association is the custodians of all the positioning formats with the SEG handing over the SEGP formats early in 2009. The OGP is currently updating the range of the positioning formats.
The OGP also hosts the EPSG (European Positioning and Survey Group) database which is freely available from their web-site providing geodetic parameters for the world.
таблицу единиц измерения, принятых в энергетике.Они представлены следующим.
» Полнота: после завершения и заполнения данными съемка может быть построена позднее из SEG- D.Совместимость: там, где это было оправдано, формат совместим с более ранними версиями как по компоновке, так и по способу расширений. Скоординированность: где новая (или старая) информация находится в другом техническом стандарте? Таким образом, эту информацию можно экспортировать или импортировать из другого стандарта без излишних усилий или ухудшения качества.
» Понятность: мы постарались избежать неясностей, поместив пояснения и примеры. Не указывайте одну и ту же информацию в двух разных местах — это было недостатком текущей версии SEG-D 2.1 и ее предшественников.
» Простота: используйте набор систематически используемых принципов для расположения информации в новой версии SEG-D. Делайте каждый блок или группу блоков автономными, независимыми от главной таблицы с содержанием.
» Избегайте вреда: серьезно обдумайте, как в ходе работы может произойти неправильное использование данных в новом SEG-D или их неверная расшифровка. Например, как могут неправильно использоваться заранее намеченные координаты для источника и приемника?
» Восстанавливаемость: обеспечьте собственные ключи и укажите выбор форматов для ограничения потери информации при повреждении носителя для записи SEG-D.
» Очистка: опция для обеспечения точного подсчета проб на трассу в миллисекундах вместо неопределенного обратного расчета из других полей в заголовках.
» Расширяемость: воспользуйтесь четко определенным совместимым способом для будущих обновлений, которые могут быть легко спроектированы, утверждены и установлены без необходимости возвращаться ко всем аспектам в действующем стандарте.
В настоящее время Общество геофизиков-разведчиков тесно сотрудничает с Международной ассоциацией производителей нефти и газа, представляющей порядка 80 % действующих в этом секторе компаний из разных стран мира. Эта ассоциация хранит все форматы позиционирования, и Общество геофизиков-разведчиков передало ей форматы SEGP в начале 2009 года.
Международная ассоциация производителей нефти и газа также хранит базу данных EPSG (European
36 ROGTEC
РАЗВЕДКА
www.rogtecmagazine.com
Positioning and Survey Group), которая находится в свободном доступе в Интернете, предоставляя геодезические параметры для всех желающих.
SEG и OGP являются источником ценной информации, которая предоставляется бесплатно для добывающих предприятий нефтегазовой промышленности. Мы мало что можем без данных, и чем тщательнее происходит их регистрация, тем большую пользу мы можем извлечь из этих данных. В представленную здесь работу за последние шесть лет были вложены громадные усилия. Используя эту работу, по расчетам вы сможете сэкономить четыре миллиона долларов благодаря бесплатной консультации. Если сюда включить базу данных EPSG, эта цифра возрастет более чем вчетверо.
Это отличный и бесплатный ресурс, который будет совершенствоваться и сэкономит деньги для многих департаментов, включая Управление геодезической съемки, отдел организации и обработки данных.
ReferencesПримечание. Все технические стандарты SEG публикуются на сайте http://www.seg.org/publications/tech-stand/.
Allen, R., Crews, G., Guyton, W., McLemore, C.A., Peterson, B., Rapp, C.S., Walker, L., Whigham, L.R., White, D.A. and Wood, G., 1994, Digital field tape format standards — SEG-D, REVISION 1, Geophysics 59, 668-684.
Cavers, D.A., Carroll, P.E., Meiners, E.P., Racer, C.W., Siems, L.E., Sojourner, M.G., Twombly, J.L., and Faichney, Norris, Hiscox, Hovde, Bingham, Stigant, Racer, Reynolds, Hares, 2001, SEG-UKOOA Ancillary Data Standard - Metafile Format Description: Geophysics 66, 1961-1998.
Weigand, J.A., 1980, SEG-D—Digital field tape format standards, in Digital Tape Standards, Society of Exploration Geophysicists, 31-65.
SEG Technical Standards Committee, 1997, Digital field tape format standards (SEG-D Revisions 1 and 2), Society of Exploration Geophysicists, 46 p, ISBN 1-56080-046-1.
SEG Technical Standards Committee, 2002, SEG Y Data Exchange Format Revision 1, Society of Exploration Geophysicists, 45 p, ISBN 1-56080-123-9.
SEG Technical Standards Committee, 2004, Digital Tape Standards (SEG-A, SEG-B, SEG-X, SEG-C, SEG-Y, SEG-Y Revision 1, SEG-D, and SEG-D Revisions 1 and 2 formats), Society of Exploration Geophysicists, 112 p, ISBN 0-93183-015-X.
The SEG and the OGP are some of the most valuable resources that are available free of charge to the upstream oil and gas industry. We are nothing without data and the more comprehensive the recording the better use we can make of that data. An enormous effort has gone into the work represented here over the last six years. By utilizing this work it is estimated that you are receiving in excess of four million dollars of free consultancy. If we included the EPSG database then this figure would more than quadruple.
This is a wonderful and free resource that will improve and save money in many departments including Acquisition; Data Management and Processing.
ReferencesNote: All SEG technical standards are published on the website http://www.seg.org/publications/tech-stand/.
Allen, R., Crews, G., Guyton, W., McLemore, C.A., Peterson, B., Rapp, C.S., Walker, L., Whigham, L.R., White, D.A. and Wood, G., 1994, Digital field tape format standards — SEG-D, REVISION 1, Geophysics 59, 668-684.
Cavers, D.A., Carroll, P.E., Meiners, E.P., Racer, C.W., Siems, L.E., Sojourner, M.G., Twombly, J.L., and Faichney, Norris, Hiscox, Hovde, Bingham, Stigant, Racer, Reynolds, Hares, 2001, SEG-UKOOA Ancillary Data Standard - Metafile Format Description: Geophysics 66, 1961-1998.
Weigand, J.A., 1980, SEG-D—Digital field tape format standards, in Digital Tape Standards, Society of Exploration Geophysicists, 31-65.
SEG Technical Standards Committee, 1997, Digital field tape format standards (SEG-D Revisions 1 and 2), Society of Exploration Geophysicists, 46 p, ISBN 1-56080-046-1.
SEG Technical Standards Committee, 2002, SEG Y Data Exchange Format Revision 1, Society of Exploration Geophysicists, 45 p, ISBN 1-56080-123-9.
SEG Technical Standards Committee, 2004, Digital Tape Standards (SEG-A, SEG-B, SEG-X, SEG-C, SEG-Y, SEG-Y Revision 1, SEG-D, and SEG-D Revisions 1 and 2 formats), Society of Exploration Geophysicists, 112 p, ISBN 0-93183-015-X.
37ROGTECROGTEC
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
2010 Offshore Technology Conference
10OTC.R_FP_1258.indd 1 11/12/09 10:20:29 AM
Боб Хит Robert Heath
Глобальный менеджер по техническому маркетингу
Global Technical Marketing Manager
38
In an economic downturn, the exploration sector can sometimes bear the brunt of companies cost cutting. How did this affect your business in Russia last year and what are your forecast for 2010 and beyond?
Vladimir Boreyko: 2009 has indeed been a tough year for the exploration industry and our clients in Russia. Though our sales were nearly halved, our presence and the adequacy of our equipment to the Russian market is allowing us to remain optimistic on the long term and particularly to maintain our human capital in Russia. Having said that, we estimate that 2010 will not be much better than 2009, as our customers have had to reduce their margins, and thus will have less cash to invest in equipment.
Robert Heath: iSeis is new to Russia (although its parent is not) and iSeis marketing activities only started in Russia in late 2009. However, given the advantages of the technology we have on offer (we have the world’s only Second Generation Cableless Land Seismic Acquisition System, called “Sigma”), and the difficulties of operating in the Russian environment (where 2nd generation cableless gear is ideal) we are most confident of success. We have already established a well known agent and plan Sigma system demonstrations.
Many unexplored areas of Russia are found in extremely harsh environments. With the cost of oil seemingly stabilizing. What opportunities do you see in areas such as Eastern Siberia and
Во время экономического спада компании часто сокращают расходы в первую очередь за счет разведочных работ. Как спад повлиял на вашу деятельность в России в прошлом году и каковы ваши прогнозы на 2010-й и последующие годы?
Владимир Борейко: Для отрасли разведки, как и для наших российских заказчиков, 2009 год действительно оказался сложным. Наши продажи сократились почти вдвое. Но несмотря на это, наше присутствие на рынке и соответствие нашего оборудования потребностям российского рынка дает нам основание оптимистично смотреть в будущее, в том числе, рассчитывать на сохранение наших человеческих ресурсов в России. При этом заметим, что по нашим прогнозам 2010 год будет не намного лучше предыдущего. Наши клиенты вынуждены сократить прогнозируемые доходы, а значит, и средств вкладывать в оборудование будет меньше.
Боб Хит: Корпорация iSeis является новичком в России (хотя этого нельзя сказать о ее материнской компании) и начала маркетинговую деятельность здесь только в конце 2009 года. Тем не менее, учитывая преимущество предлагаемой нами технологии (мы располагаем единственной в мире бескабельной системой наземного сбора сейсмических данных второго поколения под названием «Сигма») и трудности работы в российских условиях (где бескабельное оборудование второго поколения является идеалом),
ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
Владимир Борейко Vladimir Boreyko
Генеральный представитель в России и СНГ, Sercel
General Representative in Russia & CIS Sercel
Оборудование для разведки и подготовки работ по месторождению: усовершенствования для
суровых условий
Exploration Hardware: Advances for Harsh
Environments
39ROGTEC
мы почти полностью уверены в успехе. Нами уже назначен представитель, имеющий международную репутацию, и запланирована демонстрация системы «Сигма».
Многие неисследованные районы России находятся в зоне с крайне суровым климатом. Если цены на нефть стабилизируются, как это происходит сейчас, какие перспективы вы видите, например, в Восточной Сибири и Арктике? Стимулируют ли недавно введенные налоговые льготы активность в этом регионе?
Владимир Борейко: Первое, что проводится в неисследованных регионах после работы геологов, это сейсмическая разведка. Поэтому такие тенденции касаются нас в первую очередь. Мы постоянно увеличиваем объемы и количество поставок в указанные регионы.
Боб Хит: Чем сложнее обстановка, тем лучше для «Сигмы». Это связано с тем, что операторы обычно постарались бы не связываться с такими местами, зная об ограничениях в существующей технологии. Новая технология облегчила бы их жизнь, решив эти проблемы, эффективно и безопасно открыв новые горизонты в сейсморазведке.
Каким усовершенствованиям подверглось оборудование для успешной работы в арктических условиях?
Владимир Борейко: SОборудование «Sercel» в течение нескольких десятилетий эксплуатируется в таких регионах, как Сибирь, Республика Коми, Якутия, Канада и Аляска. Поэтому, можно сказать, что мы имеем значительный опыт работы в условиях Арктики. Это касается всего нашего оборудования — от специальных соединителей на связках сейсмоприемников до управления энергопотреблением систем сбора данных и конструкции вибраторов.
В холодную погоду управление аккумуляторными батареями имеет решающее значение. Наши системы сбора данных позволяют оптимизировать потребление энергии и сократить количество батарей на участке (одноканальная конфигурация; прямая подача электроэнергии). В качестве примера приведу нашу наземную систему 428XL, которая обычно использует в пять раз меньше электроэнергии, чем аналогичное оборудование конкурентов. О нашем опыте также свидетельствует работа вибраторов, подготовка оборудования к эксплуатации в условиях ниже -50°C и разработка маршрутов.
Боб Хит: Энергоснабжение является главным вопросом при понижении температуры. Мы не полагаемся на энергозатратную передачу электропитания по кабелям, поэтому энергопотери у
the Arctic? Have the recent tax incentives spurred activity in the region?
Vladimir Boreyko: Seismic exploration is the first activity to arrive in unexplored areas just after the geologist so we are indeed at the forefront of these trends. We do deliver more and more equipment to these regions, with configurations that are getting bigger and bigger.
Robert Heath: The tougher the environment, the more it suits Sigma. This is because operators will have tended to avoid these locations knowing the limitations of existing technology. They will find it a relief that new technology now solves their problems, effectively safely opening up new frontiers for seismic exploration.
What advancements have you made to your hardware to survive and thrive in these arctic areas?
Vladimir Boreyko: Sercel equipment has been operated in areas such as Siberia, the Komi republic, Yakutia, Canada and Alaska for several decades, so we have a significant experience of work in arctic conditions. This experience covers the whole scope of our equipment, from special connectors on our geophone strings to power management on our acquisition systems or vibrator design.
In cold weather, the battery management is critical. Our Data Acquisition systems have been designed to optimize power consumption and to reduce the number of batteries in the field (single channel configuration; power through the line). As an example, our 428XL land acquisition system typically uses five times fewer batteries than a competitor’s system.
Our experience can also be witnessed on our vibrators, on -50°C reinforced winterization, or on the design of the tracks.
Robert Heath: Power supply is a major issue as temperature drops. We do not rely on power-hungry power transmission along cables, thus our power loss is much less and we can make use of the latest hi-tech batteries with high power densities and low temperature characteristics.
In a previous issue of ROGTEC (issue 18), we discussed the need for a cost effective solution for operators to enable real time 3D and 4D seismic on producing fields across Russia and the CIS. What hardware solutions can you provide to improve their effectiveness in the DOF arena?
Vladimir Boreyko: It is well known that high-density seismic is a proven tool for improving the signal-to-noise ratio as well as the vertical resolution of the data. To shoot a high-density survey (high CMP fold and small bin), the seismic contractor should possess a high-channel count recording system with the number of active channels exceeding 10,000 and modern high-productivity field
ROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
techniques like multi-fleet vibroseis. We are glad to report that the first high-density survey in CIS was successfully acquired in Kazakhstan in 2009 with the aid of our recording equipment and our vibrator electronics. The weight and power consumption of field equipment are gradually decreasing, thus allowing the seismic contractors to shoot more productive and less expensive 3D seismic surveys.
Robert Heath: It is not clear what is meant by “real time 3D and 4D”. Sigma is the only 2nd generation cableless system which has real time data monitoring capabilities. However, it also has many other modes, both in stand-alone operation and to augment existing cable-based hardware. It has by far the best level of source control integration of any system on the market (because its parent company is the world’s leader is development of source controllers). This provides additional levels of flexibility for any 3D operation.
As regards 4D, cableless systems are what makes 4D viable on a larger scale. We have made significant sales into this market already and new types of 4D (such as “Rapid Deployment 4D”) are planned around the advantages of Sigma.
How can seismic contractors improve the data quality of the survey through the hardware that they use?
Vladimir Boreyko: We have brought many innovations to the market, that bring improved data quality. Our latest geophone has an extremely low distortion and is less sensitive to tilt, our digital sensors are not sensitive to crosstalk and have a response that is independent from the frequency. We have increased the bandwidth of our vibrators towards low frequencies, and we are currently introducing heavy vibrators into the Russian market.
Last, but not least, quality control is of essence on a seismic project. We have comprehensive quality control software allowing the observer to ensure, in real-time, that the data being recorded is OK. With our remote access option, the quality results can be made available in real-time anywhere in the world (e.g. at the head office of the contractor). This option is currently being widely used in Russia.
Robert Heath: This is very difficult question because it depends on how they currently operate their crews. However, generally speaking, data quality has been a compromise with such things as data productivity, operational costs and HSE exposure. Almost all cablefree/cableless systems offer increases in productivity compared to cable-based systems. However, the shoot-blind cableless systems can put data quality at risk as they have no means to monitor even basic QC functions. Thus, cableless systems
нас значительно меньше и мы можем пользоваться новейшими высокотехнологичными аккумуляторными батареями с высокой плотностью выделения энергии и низкотемпературными характеристиками.
В предыдущем выпуске публикации «ROGTEC» (№18) мы говорили о необходимости найти для операторов экономически эффективное решение, которое позволило бы им проводить 3D/4D сейсморазведку в режиме реального времени на разрабатываемых месторождениях России и СНГ. Какие виды оборудования вы можете предложить для повышения эффективности их работы с DOF (“цифровыми нефтяными месторождениями» — сетевыми системами ввода и обработки данных)?
Владимир Борейко: Хорошо известно, что сейсморазведка с высокой плотностью наблюдений является проверенным средством для улучшения отношения «сигнал-шум» и повышения разрешающей способности по вертикали. Для проведения сейсмосъемки с высокой плотностью наблюдений (высокая кратность ОГТ и низкий бин), подрядчик, проводящий сейсморазведку, должен обладать регистрирующей аппаратурой с количеством активных каналов, превышающим 10 тыс., а также современными высокопроизводительными методами работы на участке, такими как метод «Вибросейс». Мы рады сообщить, что первая в СНГ сейсмосъемка с высокой плотностью наблюдений была успешно проведена в Казахстане в 2009 году с применением нашего регистрирующего оборудования и электронной аппаратуры вибраторов. Вес и энергопотребление полевого оборудования постепенно снижаются. Это позволяет подрядчикам более продуктивно проводить съемку и снижает стоимость трехмерной сейсморазведки.
Боб Хит: Не совсем понятно, что означает «3D и 4D в реальном времени». «Сигма» является единственной бескабельной системой второго поколения, в которой реализованы возможности контроля данных в реальном времени. Тем не менее, она также имеет ряд других режимов, как в автономных операциях, так и при использовании в качестве расширения с подключением к имеющейся кабельной аппаратуре. На сегодняшний день «Сигма2» имеет наилучший уровень интеграции контроля источников любых систем, которые есть на рынке (поскольку наша материнская компания является мировым лидером в разработке регуляторов источников). Это обеспечивает дополнительные гибкие возможности для любой работы в трехмерном режиме.
Что касается четырехмерного режима, бескабельные системы — это то, что обеспечивает практичность четырехмерного режима в более широком масштабе. Мы уже осуществляем значительные продажи на этом
40 ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
рынке и запланировали новые типы четырехмерных систем (например, Rapid Deployment 4D), в которых будет учитываться использование преимуществ «Сигмы».
Как подрядчики, выполняющие сейсмоработы, могут улучшить качество съемки с помощью используемого ими оборудования?
Владимир Борейко: Нами было внедрено на рынке множество инновационных решений, которые позволили улучшить качество получаемых данных. Наш последний сейсмоприёмник характеризуется чрезвычайно незначительным искажением сигнала и меньшей чувствительностью к наклону. На наши цифровые сенсоры не влияют перекрестные помехи и их срабатывание не зависит от частоты. Мы увеличили диапозон наших вибраторов в сторону низких частот и внедряем в настоящее время на российском рынке тяжелые вибраторы.
И, наконец, что немаловажно, контроль качества играет важное значение при выполнении сейсмического проекта. Мы располагаем программным обеспечением комплексного контроля качества, позволяющим контролировать в реальном времени правильность регистрируемых данных. Благодаря возможности удаленного доступа, качественные результаты исследования могут быть переданы в любую точку мира (например, в головной офис подрядчика). Этой возможностью сейчас широко пользуются в России.
Боб Хит: Это довольно сложный вопрос, поскольку все зависит от того, каким образом сейчас осуществляется управление разведывательными партиями. Однако, говоря в целом, качество данных стало результатом компромисса таких вещей, как производительность данных, эксплуатационные издержки и действие факторов, влияющих на вопросы охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды. Почти все бескабельные системы дают прирост производительности по сравнению с кабельными устройствами. Тем не менее бескабельные системы с отстрелом съемки «вслепую» (shoot-blind) могут поставить под угрозу качество данных, поскольку в них отсутствуют средства для наблюдения даже за базовыми функциями контроля качества. Поэтому бескабельные системы с функциями контроля могут без риска повысить производительность и снизить эксплуатационные издержки, что может быть использовано для повышения стабильности качества данных (например, улучшением ссылки на приемники, оптимизацией кратности наблюдений и т. д.). Если отдать предпочтение кабельной аппаратуре, это фактически гарантирует небольшое улучшение качества данных, поскольку такие системы
www.rogtecmagazine.com
42 ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
with monitoring capability can increase productivity and reduce operational cost without risk, which can be used to augment data quality (e.g by better citing of receivers, optimising fold etc). Sticking with cable-based acquisition hardware virtually guarantees little data quality improvement because these systems are perfected almost as much as they can be. This will be hard pill to swallow for some operators as it also requires a change in attitude to exploration, but it is the only way forward.
What do you see as the next big technological step in exploration hardware?
Vladimir Boreyko: Reducing the cost of acquiring seismic data through productivity gains will be the key driver. While the market is pushing for more and more data to obtain a clearer image, the cost cannot go up proportionally. As the clear market leader in land acquisition, our 428XL system is continuously improving to maintain industry leading productivity. As an example, a record of more than 75000 live channels has been achieved recently in Colorado which utilized the vibrator controller VE464. Another record of more than 17000 Vibration points per day has been achieved in Oman. More productivity records are expected in the near future.
Robert Heath: There are two next big steps. One relates to sources and source control. The other relates to recording systems. In terms of sources and source control, there will be improvements in understanding how vibrators work so we can better estimate the far field signature and build control systems to allow for earth effects, we will also have more simultaneous impulsive sources. Both these require significant improvement in terms of how we develop source control systems. In terms of acquisition/recording systems, the main area of development will be in terms of getting more channels back over hi tec radio systems, probably using mesh radio.
How can contractors minimise the environment impact of the survey through their choice of hardware?
Vladimir Boreyko: One interesting track is the use of heliportable crews. Bringing the equipment on site by helicopter and not vehicles, significantly reduces the environmental footprint of the seismic project, the cost of operation of the helicopter being counterbalanced by reduced tree cutting and increased productivity. To achieve this, the overall weight (weight by itself and reduced number of batteries) and the volume of the equipment is critical. Our acquisition system, which by its design and its reduced power consumption weight and volume, allows such operations in Canada and more recently in Russia.
Robert Heath: Immediately stop using cable-based acquisition systems. They are heavy and unreliable.
практически доведены до своего совершенства. Это будет горькой пилюлей для некоторых операторов, так как при этом требуется изменить принцип ведения сейсморазведки, но это единственный возможный вариант действий.
Каким вам видится следующий крупный технологический прорыв в области оборудования поисково-разведочных работ?
Владимир Борейко: Основным стимулом будет служить стремление снизить расходы на сейсморазведку путем повышения производительности. Хотя рынок требует все больше данных для получения более четкого изображения, расходы не могут расти пропорционально требованиям. Превосходя остальные наземные системы сбора данных, имеющиеся на рынке, наша система 428XL подвергается постоянным усовершенствованиям, чтобы, как и прежде, обеспечивать наибольшую производительность в отрасли. В качестве примера можно привести запись более чем 75 тыс. активных каналов, недавно осуществленную в Колорадо с использованием контроллера вибратора VE464. Также в Омане удалось провести регистрацию 17 тыс. точек колебаний в день. В ближайшем будущем ожидаются и другие примеры рекордной производительности.
Боб Хит: Есть еще два важных шага. Один имеет отношение к источникам и их контролю, другой связан с регистрирующими системами. Что касается источников и их контроля, здесь будет несколько легче понимать, как работают вибрационные источники, поэтому проще оценить форму электромагнитных колебаний в дальней зоне поля и построить системы контроля, чтобы сделать поправку на влияние грунта; также будет присутствовать больше одновременных импульсных источников. Оба момента требуют существенного улучшения в смысле разработки системы контроля импульсов. Что касается систем съемки/регистрации сейсмических данных, основная область разработок будет связана с увеличением числа каналов обратной связи при помощи современных радиосистем, возможно, с использованием сотового радио.
Какое оборудование поможет подрядчикам свести к минимуму воздействие сейсморазведочных работ на экологию?
Владимир Борейко: Одно из перспективных направлений — использование транспортируемых вертолетом бригад. Доставка оборудования на место работ вертолетом, а не наземным транспортом, значительно уменьшает воздействие сейсмических исследований на окружающую среду. Расходы на
43ROGTECROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
GEO-Siberia Sibmining
Co-located International Exhibitions
Official Support:
• Ministry of Education and Science of the Russian Federation• The Federal Service of Geodesy and Cartography of Russia• Federal Property Management Agency• GIS-Association• International Society for Photogrammetry and Remote
Sensing (ISPRS)• International Federation of Surveyors (FIG)• International Cartographic Association (ICA)• European Association of Geoscientists and Engineers (EAGE)• German Association for Geodesy Geoinromation and Land
Management (DVW e.V)• German Cartographic Society e.V (DGfK)• German Association for Cartography
Organiser:
ITE Group PlcT: + 44 20 7596 5000F: + 44 20 7596 5111
RUSSIANovosibirsk
27-29 April
2010
7th International Exhibition
SIBERIA OIL & GAS
2010www.siberiaoil-gas.com
SIB Oil advert:Layout 1 18/9/09 15:52 Page 1
44 ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
эксплуатацию вертолета компенсируются меньшей вырубкой лесов и повышенной производительностью. Для достижения таких результатов принципиальное значение имеют общий вес (сам вес и уменьшенное количество аккумуляторных батарей) и объем оборудования. Наша система сбора данных, конструкция которой предусматривает пониженные энергопотребление, ... вес и объем, дает возможность проводить такие работы в Канаде и, с недавних пор, в России.
Robert Heath: Не теряйте времени и перестаньте использовать кабельные системы сбора сейсмических данных. Они тяжелы и ненадежны.
Было очень приятно с Вами пообщаться. Может, вы еще что-нибудь хотели бы сказать в заключение?
Владимир Борейко: Да. Мы хотели бы заметить, что изготовление высокоэффективного ... оборудования в данной отрасли, это еще не все. Важным стимулом и объектом нашего постоянного внимания является техническая поддержка, которую мы оказываем.
Мы сформировали сеть обслуживания заказчиков с центрами в нескольких регионах СНГ, чтобы быть как можно ближе и отзывчивей к нуждам наших клиентов. Это помогает им получить максимальную выгоду от нашего оборудования, в которое они вложили свои средства.
Боб Хит : В мире остается не так много углеводородов, разведка которых не составляет труда. Технология, которая использовалась для поиска крупных месторождений в легкодоступных местах, будет не более эффективной в новую эпоху, чем аэропланы с пропеллером в сравнении со сверхзвуковыми самолетами, вмещающими 600 пассажиров. Общие принципы в конструкции оборудования необходимо изменить так, чтобы перейти на «полностью автономное аппаратное обеспечение», где его использование будет свободно от конструктивных ограничений — присутствие таких ограничений в сегодняшнем оборудовании, несомненно, и составляет проблему. Автономное оборудование — единственный способ продолжать работу, если мы рассчитываем отыскать запасы углеводородов в неосвоенных бассейнах или оставшуюся нефть в изученных и разрабатываемых бассейнах. В противном случае разведка будет слишком дорогой, риски слишком высокими, трудности, связанные с охраной здоровья, безопасностью труда и защитой окружающей среды, - слишком большими. Существенным преимуществом таких новых технологий является не только легкость приобретения, но и более низкая стоимость их эксплуатации.
It has been a pleasure speaking with you – do you have any final comments.
Vladimir Boreyko: Yes. We want to mention that producing high-performance hardware in the industry is not enough. The technical support we offer to our customers is a key driver and it is a matter of daily attention to us.
We have developed our customer support in a network of several locations in the CIS in order to be as reactive and as close to our customers as possible, hence helping them to maximize the benefits of their investment in our equipment.
Robert Heath: The world is running short of easy-to-find hydrocarbons. The technology we used to find large fields in easy places will no more be the correct technology to use for the new era, than would propeller-driven planes be the answer to supersonic travel of aircraft able to carry 600 passengers. The philosophy of design of equipment needs to change to “fully independent hardware”, where the hardware itself comes with no built-in restrictions in how it can be used - such limitations are definitely the case with most equipment used today. Independent equipment is the only way to go if we expect be find hydrocarbons in frontier basins, or the last oil in mature basins. Otherwise it will simply be too expensive to explore, too risky, too high HSE exposure. The great advantage of such new technologies is that they are not only much easier to buy, they are lower in cost to use.
Robert Heath has been involved in land seismic acquisition techniques, engineering and marketing since 1976 and written a large number of articles and papers on modern land acquisition. He has been involved in the start up of large number of new seismic instrumentation companies, and is at the forefront of bringing new technologies to improve land seismic.
Боб Хит занимается разработкой методов регистрации сейсмических данных, инженерно-техническими разработками и маркетингом с 1976 года. Он написал множество статей и докладов по современной методике наземных работ. Он принимал участие в создании многих компаний по производству сейсмической аппаратуры и является ведущим специалистом в разработке новых технологий с целью усовершенствования наземной сейсморазведки.
45ROGTECROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
46
Having previously held senior positions at Schlumberger and Halliburton, Tom Blades has taken the reigns at Siemens Oil & Gas during turbulent times. ROGTEC caught up with him to discuss his strategy.
1. You started your position at Siemens in what was undoubtedly a tough year financially across the globe for most. “In at the deep end” comes to mind, so how was your first year at the company?
The last fiscal year which ended September 30th, 2009 was a record year for the division both top line and bottom line performance. The healthy backlog we had built prior to the downturn has enabled us to maintain momentum even in these difficult times. I am particularly pleased with our 1.1 book to bill ratio and even more so when I compare this to our main competitors’ achievements.
2. Having previously held top positions within Schlumberger and Halliburton who have great industry reputation and market positioning, what made you decide to join Siemens – who although a huge company, do not have the same positioning within the O&G sector? During the first 30 years of my career I was serving the oil and gas industry from inside. Although I never was in direct contact with Siemens products I became acquainted with the line of products used by the oil & gas industry, such as gas
Занимавший ранее руководящие должности в «Шлюмберже» и «Холлибертон» Том Блейдс (Tom Blades) встал у штурвала «Сименс Ойл энд Гэс» (Siemens Oil & Gas) в тяжелые для компании времена. ROGTEC в очередной раз встретился с г-ном Блейдсом, чтобы поговорить о его стратегии.
1. Вы приступили к работе в Siemens в год, который, без сомнения, можно назвать суровым в финансовом плане для всего мира. Приходит на ум песня «На самом дне». Так каким же был Ваш первый год в компании?
Последний финансовый год, который завершился в сентябре 2009 года, стал рекордным для подразделения как по валовому доходу, так и по итоговым показателям. Значительные запасы, которые мы накопили до экономического спада, позволили нам сохранять темп даже в те нелегкие времена. Я очень доволен показателем отношения заказов к продажам, равным 1,1 и даже более, в сравнении с достижениями наших основных конкурентов.
2. Ранее Вы занимали высокие посты в компаниях Schlumberger и Halliburton, имеющих великолепную репутацию в отрасли и занимающих ведущие места на рынке. Что побудило Вас перейти в корпорацию Siemens, которая, будучи крупной компанией, все же не имеет таких позиций в нефтегазовом секторе?
ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC интервью с Том Блейдз из Siemens
ROGTEC talks Exclusively with Tom Blades, CEO for Oil & Gas at Siemens
Tom Blades Energy Sector, CEO Oil & Gas Division
Том Блейдс Сектор энергетики, генеральный директор подразделения нефти и газа
47ROGTEC
В течение первых 30 лет моей карьеры я работал в нефтегазовой отрасли. Хотя я никогда не имел дела с продукцией Siemens, я познакомился с продуктами для нефтегазовой отрасли, такими как газовые и паровые турбины, электроприводы, компрессоры, блоки управления и т. д. Я хорошо знаком с их приложениями для геологоразведки и добычи, переработки, хранения и транспортировки, знаком с техническими проблемами, с которыми сталкивается нефтегазовая отрасль, а также с ожиданиями и задачами, которые операторы ставят перед производителями.
Принимая во внимание направление развития, в котором сейчас движется нефтегазовая промышленность, я вижу прекрасные возможности для Siemens перейти со второго уровня «поставщик» на первый уровень «партнер» во взаимоотношениях с заказчиками. Именно эта перспектива как главная цель компании привлекла меня занять данный пост.
3. Какие важные изменения произошли с тех пор, как Вы начали работу в компании, и какие преимущества они принесли Siemens и ее заказчикам?
Традиционно компания Siemens была поставщиком комплектующих изделий. Однако в настоящее время заказчики обращаются к нам не за комплектующими, а за помощью в решении проблем. Поэтому нам пришлось развиваться из обычного поставщика компонентов в поставщика решений, проводя реорганизацию нашей внутренней структуры, чтобы завершить преобразование. Это общее направление, с которым столкнулись и другие подразделения Siemens, но в особенности это отразилось на нефтегазовой отрасли. Мы вступаем в партнерские отношения с нашими заказчиками, предлагая решения их текущих проблем, а также инновационные идеи, которые наши эксперты разрабатывают совместно, предвосхищая потребности рынка в будущем. В портфеле Siemens множество продуктов и услуг, которые позволяют разрабатывать комплексные решения, где все ключевые компоненты создаются нами. Единый поставщик всегда более предпочтителен для заказчиков, так как это снижает степень риска в их проектах и сокращает время реализации.
4. Для команды ROGTEC было удовольствием работать с Siemens и ее командами по всей России и в Каспийском регионе в последние пять лет. Как Вы оцениваете успешность региона для компании в данный момент, и есть ли у компании какие-либо планы по расширению?
Наш бизнес очень успешен в России и Каспийском регионе. Например, мы получили заказ от компании «Роснефть» на поставку газовых турбин для энергетической установки нефтеперегонного завода в
and steam turbines, electric motors, compressors, controls etc. I am familiar with their application in upstream, midstream and downstream processes, the technical issues faced in the oil & gas industry and the expectations and challenges the operators demand of the manufacturers. Given the current direction that the oil & gas industry is moving in I see tremendous opportunity for Siemens to move up from a tier 2 supplier to a tier 1 ‘partner’ for our customers. Getting us there is the strategic challenge that attracted me to my present position.
3. What major changes have been implemented since your arrival and how have they benefited both Siemens and the client?
Traditionally, Siemens has been a component supplier. However, nowadays customers are no longer looking to us for components, but solutions to problems. So we had to grow from a pure component supplier to solution provider, reorganizing our internal structure to accomplish the transition. This is a general trend encountered by other Siemens business units, but it is particularly exacerbated in the oil & gas industry. We are entering into a partner type relationship with our customers, providing them with solutions to their current application problems but also with innovative ideas that our experts are jointly developing in anticipation of future market needs. Within Siemens, we have an array of products and services that allow us to develop packaged solutions where all the core components are provided in house. A single supplier source has always had a special appeal to customers as it de-risks their projects and accelerates completion times.
4. It has been a pleasure for the ROGTEC team to have partnered with Siemens and to have met your teams at many events throughout Russia and the Caspian over the last 5 years. But how successful is the region for you at the moment and do you have any plans to expand this area?
We are very successful in Russia and in the Caspian Region. For instance, we received an order from Rosneft for the supply of gas turbines as power plant solutions for the Tuapse refinery to accommodate its expansion following the order for the gas turbine power plant power plant at Priobskoy oil field in 2008.
We expect that the two megaprojects in the region - the Kashagan oil field in the Caspian Sea and the Shtokman gas field - will be a good business opportunity for Siemens.
As I already mentioned our aim is to complete the migration form product supplier to true solution partner. Our aim is to enter into dialogue with our customers on long-term oil & gas projects development as early as the Pre-FEED / FEED phase so that we can coordinate the total Siemens portfolio in order to leverage our technical capabilities as single-
ROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
48 ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
source partner the across the board from power generation and distribution to automation and turbo-machinery. We already have about 1,200 engineering employees in place around the world and we will further strengthen our regional presence in key areas like Russia.
We have already established local offices in all federal districts in Russia. E.g. for the Caspian pipeline we use our service centre in the south to provide our customer with latest service offering on our installed turbines.
Additional we are also active in the countries around the Caspian sea with several projects in the total energy conversion chain.
5. As I understand it, Siemens is stronger within the pipeline and downstream sector than upstream. What are your upstream offerings to Russia and the Caspian and how are you looking to compete in this arena?
You have analyzed the competitive situation very well. Unfortunately we were not in the upstream focus as much as we could be, because we can offer a wide range of solutions especially for energy efficient solutions and clean energy.
6. The low cost of oil seen at the start of the year and the financial situation put many projects on hold, and in many areas, market confidence was low. We all agree some confidence is coming back – but what are your thoughts on current market conditions and what do you forecast for 2010?
I agree with you on the financial situation. Due to the strong decrease of the oil and gas prices and additionally the ruble devaluation in November last year some projects in Russia have been postponed for 1-2 years. Currently we expect a small increase in 2010 and 2011. The main positive impact for the oil and gas sector we expect from the mega-projects and also from the new energy efficiency law in Russia. This will support huge investments in the next years. I am convinced that with our solutions oriented approach we have the right answer to these challenges.
7. We read many stories relating to “Peak Oil” and the need to look towards alternative energy. I understand Siemens have a strong renewable division – but what is your view on “peak oil” and where will the world’s oil be found in the coming decades. The Oil price hit a rock-bottom low, but in the mid-term and long-term perspectives nothing has changed essentially. Energy demand will continue to grow in the years to come. It is anticipated that it will nearly double by the year 2050. The share of renewable energy will increase significantly but nevertheless fossil fuels are and will be the backbone of the energy supply. But
Туапсе, чтобы, согласно заказу, увеличить мощность газотурбинной электростанции на Приобском нефтяном месторождении в 2008 году.
Мы надеемся, что два крупнейших проекта в регионе — нефтяное месторождение Кашаган в Каспийском море и газовое месторождение Штокман — станут прекрасными коммерческими возможностями для Siemens.
Как я уже отметил, нашей целью является завершение перехода компании от статуса поставщика продукции к статусу настоящего партнера по решениям. Наша цель — войти в диалог с заказчиками по долгосрочным проектам в нефтегазовой отрасли уже в фазе Pre-FEED/FEED, чтобы иметь возможность координировать портфель Siemens в целях повышения наших технических возможностей в качестве единого поставщика во всех аспектах — от выработки и распределения электроэнергии до автоматизации и турбинного оборудования. В штате компании примерно 1200 инженеров, работающих по всему миру, и мы продолжим увеличение нашего присутствия в таких ключевых регионах, как Россия.
Мы уже открыли региональные представительства во всех федеральных округах России. Например, для Каспийского трубопровода мы используем наш южный сервисный центр, чтобы обеспечивать заказчиков самыми современными сервисными решениями для внедренных нами турбин.
Помимо этого, мы активно развиваем несколько проектов по переходу на единую цепочку энергоснабжения в странах вокруг Каспийского моря.
5. Насколько я понимаю, Siemens более сильна в области нефтепроводов и секторе переработки и сбыта нефтепродуктов. Какие у Вас предложения по переработке и сбыту нефтепродуктов для России и Каспийского региона, и как Вы собираетесь добиться лидерства на этом поприще?
Вы очень хорошо проанализировали конкурентную ситуацию. К сожалению, мы не были так хорошо известны в области переработки и сбыта нефтепродуктов, как могли бы. Мы можем предложить широкий спектр решений непосредственно для энергоэффективности и чистой энергии.
6. Низкая стоимость нефти в начале года и финансовая ситуация привели к приостановке некоторых проектов, и во многих областях доверие к рынку снизилось. Все мы согласны, что доверие постепенно возвращается, но что Вы думаете о текущей ситуации на рынке, и каков Ваш прогноз на 2010 год?
Я согласен с Вами по поводу финансовой ситуации.
49ROGTECROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
we do have to accept that “easy oil is over” – and this is the point where Siemens can step in because we have the right portfolio and cutting-edge technology. Depletion of resources is the main driver of our business. Technologies such as steam or water injection, gas compression and advanced subsea systems are all areas which are becoming economically viable as oil prices increase and are all technologies in which Siemens is active and can provide solutions, both now and for the future.
For example, Siemens will invest a lot of money in Subsea technology in the coming years. We are thinking a long way ahead and are trying to picture a future where no more platforms are needed and all of the oil production will be done Subsea with onshore control. It is a big challenge to keep the oil production at the same level as it is today. New technology must be developed for better exploration of all the different oil and gas fields. Subsea technology and solution are not only environmentally friendly but with this technology fields can be reached that previously were unreachable. Subsea equipment is more expensive but the processes and maintenance will be far cheaper for a period of 30 years. We will supply solutions down to a water depths of 3000 meters. Our goal in Siemens is to be number 1 in specific Subsea technologies and solutions by 2017. As per today we have no competition with the same technology and we are working hard on joint industry programs to co-operate and involve large oil companies in the development of our solutions.
And I would like to mention another example: One third of natural gas reserves are wet or sour gas, there is a need for high reliability and availability for the equipment with, long average maintenance intervals. We developed the compressor for sour gas applications and have reduced the number of required components and auxiliary for compression systems to a minimum. Our solution is the STC-Eco which integrates a high-speed induction motor and a multi-stage centrifugal compressor on a single shaft in a single casing. No need for seal gas system, lube oil system, gear box etc.
8. In a highly competitive marketplace – what one thing, makes Siemens stand out from the crowd?
Siemens Oil and Gas Division has a broader portfolio than any of its other competitors and the Siemens brand enjoys an extremely positive recognition. We are part of the Siemens Energy Sector and backed by the Siemens AG building together this big company which is present in some 190 countries. In Russia, Siemens is doing business for more than 150 years now. We have excellent people in place and as mentioned before, a single supplier source has always had a special appeal to customers as it de-risks their projects and accelerates completion times.
В связи с сильным падением цен на нефть и газ и, помимо этого, снижением курса рубля в ноябре прошлого года, некоторые проекты в России действительно были отложены на 1—2 года. В настоящее время мы ожидаем небольшой подъем в 2010—2011 годах. Главный положительный импульс для нефтегазового сектора мы ожидаем от крупных проектов и от нового российского закона об энергоэффективности. Это привлечет огромные инвестиции в следующие годы. Я убежден, что наш подход, ориентированный на решения, позволит нам дать верные ответы на поставленные задачи.
7. Мы читали множество историй об истощении запасов нефти на планете и необходимости искать альтернативные источники энергии. Я понимаю, что Siemens обладает сильными возобновляемыми ресурсами, но какова Ваша точка зрения на истощение запасов нефти и на то, где будут открываться новые месторождения нефти в следующих десятилетиях? Стоимость нефти достигла своего минимума, но в среднесрочных и долгосрочных перспективах существенных изменений не произойдем. Спрос на энергию продолжит расти в последующие годы. Ожидается двойное увеличение спроса к 2050 году. Доля возобновляемых источников энергии будет значительно увеличиваться, но, тем не менее, ископаемое топливо было и будет основным источником поставляемой энергии. Но мы вынуждены признать, что легкие времена прошли, и сейчас настал момент, когда Siemens может вступить в игру, потому что мы обладаем необходимым портфелем решений и самыми современными технологиями. Истощение ресурсов является основным двигателем нашего бизнеса. Технологии, такие как нагнетание пара и воды, компрессия газа и современные подводные системы, — все это области, которые становятся экономически выгодными из-за роста цен на нефть и на технологии, которыми обладает Siemens, и решения, которые мы можем предложить в настоящее время и в будущем.
Например, Siemens собирается инвестировать немалое количество средств в подводные технологии в последующие годы. Мы думаем о далеком будущем и пытаемся нарисовать будущее, в котором больше не понадобятся платформы, и все производство нефти будет происходить под водой и лишь контролироваться с берега. Это очень важная цель — сохранить добычу нефти на том уровне, на котором она находится сейчас. Новые технологии должны разрабатываться для улучшения геологоразведки на газовых и нефтяных месторождениях. Подводные технологии и решения не очень благоприятны в плане экологии, но
50 ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
посредством этих технологий месторождения могут быть, наконец, достигнуты, тогда как ранее они оставались недостижимыми. Подводное оборудование более дорогостоящее, но сам процесс и обслуживание будет гораздо дешевле в предстоящие 30 лет. Мы будем поставлять решения для глубины в 3000 метров. Цель Siemens — стать номером один в области подводных технологий и решений к 2017 году. Сегодня у нас нет конкурентов, обладающих такими же технологиями, и мы усердно трудимся над совместными отраслевыми программами, чтобы объединить крупные нефтяные компании для разработки наших решений.И я бы хотел упомянуть еще об одном примере: одна треть природного газа является влажным газом или серосодержащим газом, поэтому существует необходимость высоконадежного и доступного оборудования с длительными интервалами технического обслуживания. Мы разработали компрессор для работы с серосодержащим газом и сократили число необходимых компонентов и резервных агрегатов для компрессионных систем до минимума. Наше решение STC-Eco объединяет высокоскоростной индукционный двигатель и многоступенчатый центробежный компрессор в одной шахте и одной колонне. Необходимость в системах уплотнительного газа, системах смазки, коробках скоростей и пр. отпадает.
8. На таком высококонкурентном рынке что отличает Siemens от множества других компаний?
Нефтегазовое подразделение Siemens обладает более широким портфелем предлагаемых решений по сравнению с конкурентами, и торговая марка Siemens пользуется несомненной популярностью. Мы являемся частью энергетического сектора Siemens и при поддержке Siemens AG совместно строим эту большую корпорацию, которая сейчас представлена в 190 странах. В России Siemens работает уже на протяжении 150 лет. У нас работают прекрасные специалисты и, как я уже упоминал ранее, единый поставщик всегда более предпочтителен для заказчиков, так как это снижает степень риска в их проектах и сокращает время реализации.
Том Блейдс
Сектор энергетики, генеральный директор
подразделения нефти и газа
Родился 17 сентября 1956 года в Гамбурге,
Германия
Образование:
Электротехника, Салфорд (Великобритания),
Лион (Франция)
Карьера:
1978 Schlumberger, 1993–1996 гг., вице-президент
и главный управляющий Schlumberger/Geco-Prakla
1996 NUMAR Corporation, главный операционный
директор и заместитель генерального директора
1997 Halliburton, заместитель генерального
директора
1998 SPECTRO, президент и генеральный директор
2004 CHOREN Industries, президент и генеральный
директор.
С января 2009 года генеральный директор
подразделения нефти и газа сектора энергетики
корпорации Siemens
Tom Blades
Energy Sector, CEO Oil & Gas Division
Born on September 17, 1956 in Hamburg, Germany
Education:
Electrical Engineering in Salford (UK) and Lyon (F)
Career:
1978 Schlumberger, 1993 – 1996 Vice President and
General Manager Schlumberger/Geco-Prakla
1996 NUMAR Corporation, COO
& Executive Vice President
1997 Halliburton, Executive Vice President
1998 SPECTRO, President & CEO
2004 CHOREN Industries, President & CEO
Since 01/2009 Siemens Energy Sector,
CEO Oil & Gas Division
Том Блейдз из Siemens
Tom Blades of Siemens
51ROGTECROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
52
n Q1 2009 Salym Petroleum Development N.V. (SPD) jointly with Schlumberger Logelco Inc. did
an assesment of presense of oil and gas content in Bazhenov formation deposits (JS-0 formation). That is unique geological horizon with unconventional indications of hydrocarbons and reservoirs.
Hydrocarbon reservoirs of Bazhenov formation in most of the cases are represented by shales, enriched with organic content, siliceous deposits and cavernous fractured carbonate rock. One of the most important tasks of Bazhenov exploration is to locate the prospective oil zones using different techniques and strategy. As a part
первом квартале 2009 года компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) совместно
с компанией «Шлюмберже» была проведена оценка перспектив нефтегазоносности отложений баженовской свиты (пластов Ю0), которая является уникальным геологическим резервуаром, имеющим нетрадиционные признаки залежей углеводородов и слгающих их коллекторов.
Коллекторы баженовской свиты в большинстве случаев представлены глинами, обогащёнными органическими
ROGTEC
БУРЕНИЕ
www.rogtecmagazine.com
Койлтюбинг в разведочном бурении СалымСКой группы меСторождений
Coiled Tubing Applications for Exploration Drilling at Salym
BI
In 2009, Salym Petroleum Development & Schlumberger assessed the Bazhenov formation – ROGTEC overviews the project and speaks with SPD Well Manager Fred van Nieuwenhuizen about the advantages of coiled tubing.
Вместе с «Шлюмберже» «Салым Петролеум Девелопмент» (Salym Petroleum Development) проводил оценку баженовской свиты в 2009 году. ROGTEC предлагает обзор этого проекта и обсуждает с руководителем отдела бурения Фредом ван Ньюенхайзеном преимущества гибких НКТ.
53ROGTEC
веществами, силицитами и трещинно-кавернозными карбонатными породами. Одна из важнейших задач изучения отложений баженовской свиты - поиск наиболее перспективных нефтенасыщенных зон с помощью разных методов и технологий. Как часть этих исследований было запланировано бурение трех скважин в зоны, одна из которых характеризовалась аномально высокой температурой >135C° и ожидаемым пластовым давлением до 600 атм.Для реализации и координации этого проекта был привлечены отдел ГНКТ внутрискважинных технологий компании «Шлюмберже», обладающий необходимым опытом, персоналом и оборудованием. На подготовительном этапе скважина была пробурена и обсажена буровой установкой на интервале до кровли пластов Ю0. Со спущеной насосно-компрессорной трубой (НКТ) и посаженным пакером, скважина была передана бригаде ГНКТ для ненаправленного углубления в нижележащие пласты. В целях получения данных о долговременном дебите пласта незакальматированного буровым раствором, этот интервал был пройден и испытан на депрессии. Средствами геофизики проведен каротаж необсаженного ствола. На завершающей стадии исследуемый интервал был законсервирован установкой цементного моста через ГНКТ в соответствии с утвержденными процедурами и правилами.
Интервал с неопределенным пластовым давлением был пробурен койлтюбингом без опасности нанесения вреда персоналу и окружающей среде. Были определены параметры незакальматированного пласта-коллектора как во время бурения, так и посредством исследования понижения уровня в скважине. Произведена запись каротажных диаграмм. Опыт работы с койлтюбингом и способность адаптировать технологию к нуждам разведочного бурения и пробной эксплуатации позволили успешно провести эту операцию.
Достигнуты следующие показатели: на 44 мм гибкой трубе HS-90 с использованием 54мм забойного двигателя и 70мм долота был успешно вскрыт интервал. Получено 76 метров открытого ствола с устойчивыми стенками проходящего через пласты Ю0. Достигнута скорость проходки 7.2 м/час. Бурение производилось по установленному на кровле пласта азимуту и углу без дополнительных средств телеметрии. Искривление ствола скважины при этом не превысило 2.75 градуса/30м. По завершению исследований интервал зацементирован путем вымещения смеси непосредственно на забое через ГНКТ.
Несмотря на то что в этом и большинстве случаев разведываются и эксплуатируются пласты черкашинской свиты (АС-11), оценка перспектив
of this effort thee wells were to be drilled in prospective oil zones. One of them characterized by anomalous high temperature >135C° and anticipated formation pressure up to 600 atm.
Possessing necessary expertise, qualified personnel and equipment, Schlumberger Well Services were involved for the project execution and coordination. Initially the well was drilled and cased conventionally by the rig placing section TD into the Upper Bazhenov Member (JS-0). With tubing installed and packer set, the well was handed over to Coiled Tubing for non directional well deepening into underlaying Middle and Lower Bazhenov. Drilling of this section was performed in underbalanced condition in order to in order to appraise the long term unimpaired productivity of the formation. The survey section of the well was tested and then logged by means of wireline. At the final stage, the section was abandoned by setting the cement plug through the coiled tubing in accordance with approved procedures and standards.
The survey section of the well with undefined formation pressure was drilled underbalanced by Coiled Tubing with no danger to people and environment. Collected reservoir characteristics with skin effect eliminated in drilling and during the well test stage. The most complete possible suite of logs was acquired in openhole by wireline. Experience in coiled tubing and ability to adapt this technology for well testing and exploration drilling needs, let Schlumberger to successfully perform this operation.
The following performance indicators were achieved: survey section was successfully drilled with 44mm coiled tubing grade HS-90, 54mm downhole motor and 70mm PDC bit. There were 76 meters of openhole section with clean and stable formation walls penetrating all JS-0 formation. Maximum rate of penetration was 7.2 m / hour. Drilling was done from the top of the formation with azimuth and deviation set by conventional drilling rig. No devices were used for directional control. Dogleg severity was not higher than 2.75 degrees / 30 m. Upon the end of well test and logging, the survey section was abandoned by placing the cement plug through the coiled tubing.
Despite of the fact that oil is produced out of the sandstones in the Lower Cretaceous Cherkashin (AS-11) in this and most of the cases, assessment of presence of oil and gas content in underlying Bazhenov formation deposits (JS-0 formation) is also essential part of license commitment for the company. Peephole underbalanced coiled tubing drilling done by workover department is an example of cost effective solution that delivers on commitment to explore the high-pressure Bazhenov in licensed area without up-scaling the well.
ROGTEC
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
To discuss this project in more depth, ROGTEC talks with SPD Well Manager Fred van Nieuwenhuizen
What advantages did CT have over other possible drilling technology types?
With CT the well could be drilled under balance (otherwise the drilling mud would have damaged the sensitive formation) with water using one pipe size (the coil) which can be “stripped” out of the well under pressure) opposite drilling with tubular joints which have connections of bigger diameter then the pipe which does not have the optionally of circulating while pulling out of hole for the entire length of pipe under full “closed in” condition. (ability to contain the pressure). Actually the standard CT package was designed initially to work underbalanced with surface well control equipment up to 15000 psi. Otherwise the conventional well control stack is designed for 5000psi. Therefore if we want to bring to the rig 15000 psi it will be dramatically expensive for such type exploration projects
Underbalanced drilling has a number of advantages, particularly in our situation using coil tubing drilling. Because there is no mud weight as there would be in conventional drilling, it allows an increased rate of penetration by the drill bit; there is less uncontrolled loss of drilling fluid into the formation strata and there is less potential for the drill tubing to stick to the wall of the well. The potential productivity of the well is minimally affected. In this specific case, the added advantage would be to assess the flow capacity of intersected fractures in the formation whilst drilling, in case a medium (gas/oil/water) would be present in the rock.
It should be mentioned that standard CT package was designed initially to work underbalanced with surface well control equipment up to 15000 psi. Therefore it’s possible to find it anywhere worldwide. When the conventional drilling well control stack is designed for 5000 psi surface (in Western Siberia). Therefore if we want to bring the Rig up to 15,000 psi well control equipment it will increase the cost several times.
For the potentially dangerous 600bar formation, how much under-balance were they at on surface?
250 bar under balance in case there would be 600 bar at bottom
How did CT affect the project costs?
Although there is an advantage that the coil tubing unit is a stand-alone unit so no Rig cost, the total set-up with the testing equipment makes it a expensive part of the total well-cost. In this particular case, that there was insufficient hydrocarbon to justify production, the overall cost of
нефтегазоносности отложений нижележащей баженовской свиты (пластов Ю0), также является неотъемлемой частью лицензионных соглашений компании. Проведенная отделом КРС операция по забуриванию «смотрового» ствола на депрессии средствами ГНКТ, является примером экономически эффективного решения позволившего получить данные о пластах Баженова на лицензионном участке не усложняя конструкцию скважины.
С целью более подробного обсуждения данного проекта корреспондент ROGTEC беседует с начальником скважины СПД Фредом ван Нойвенхойценом
В чем преимущества гибких НКТ перед другими типами бурения?
С ГНКТ скважину мы могли бурить при пониженном давлении с водой (в противном случае, буровой раствор повредил бы мягкую породу), используя трубу одного размера (змеевик, который можно вынуть из скважины под давлением) в отличии от бурения с помощью трубного соединения, где используются трубы большего диаметра, чем труба, для которой не предусмотрена циркуляция при вытаскивании из скважины в полностью «закрытом» положении всей длины колонны (возможность сдерживать давление). На самом деле, стандартный ГНКТ-комплект был изначально разработан для работ при пониженном давлении с противовыбросным оборудованием, рассчитанным на давление до 1020 атм. Обычный же противовыбросный блок рассчитан на давление 340 атм. Поэтому, если мы захотим подать на буровую давление 1020 атм., это будет невероятно дорого, учитывая тип разведочных работ.
Бурение при пониженном давлении имеет несколько преимуществ, в частности, в нашем случае, можно использовать бурение с применением шлангокабеля. Поскольку в этом случае, в отличие от обычного бурения, не нужно принимать во внимание веса раствора, это позволяет повысить скорость проходки долота. При этом, неконтролируемое поглощение раствора пластом ниже и менее вероятно, что НКТ прихватится в скважине. Это почти не влияет на потенциальную производительность скважины. В данном случае, дополнительное преимущество еще и в том, что при бурении можно оценить гидропроводность разбуренных пластов, если в породе обнаружится какая-либо среда (газ, нефть или вода).
Следует отметить, что стандартный ГНКТ-комплект был изначально разработан для работ при пониженном давлении с противовыбросным оборудованием,
54 ROGTEC
БУРЕНИЕ
www.rogtecmagazine.com
the well was significantly lower than if we had used conventional drilling. The test separator, an integrated element of the set-up, was provided by SPD, as we have this unit in our well services team for general well testing and flow rate calibration on the normal producing assets
Does CT offer additional safety or environmental benefits over standard drilling technologies?
Yes as mentioned the full control over the pressures at all times is a major safety advantage. It’s designed to work underbalanced with standard well control surface stack 15000 psi.
Exactly how was danger at surface avoided?
By lowering and pulling the pipe (coil) through a stripper (rubber ring that closes around the pipe) so keeping the fluids and pressure contained. CT is a technique which was designed initially to work underbalanced on any well services operation.
What pressure control stack components (BOPs) were used?
These are special coil tubing BOP’s with stripper rubbers and emergency cutting devices, so ability to hold pressure
рассчитанным на давление до 1020 атм. Поэтому, с ним можно столкнуться в разных точках мира. Обычное же противовыбросное оборудование рассчитано на 340 атм. в устье (в Западной Сибири). По этой причине, если мы захотим довести давление до 1020 атм. это в несколько раз увеличит затраты.
Учитывая потенциально опасный пласт с давлением 600 бар, сколько составляло разряженное давление у поверхности?
Около 250 бар, если в забое было 600 бар.
Как применение ГНКТ повлияло на стоимость проекта?
Хотя в колонне гибких труб и есть выгода, поскольку она может использоваться отдельно, что не несет с собой расходов по буровой, вся конструкция вместе с испытательным оборудованием составляет собой значительную часть расходов по скважине. В данном случае, так как углеродные запасы не оправдывали разработку, общая себестоимость скважины оказалась значительно ниже, чем при обычном бурении. Контрольный сепаратор, являющийся неотъемлемой частью установки в сборе, был предоставлен SPD, поскольку этим прибором
DRILLING
Разработано с прицелом на будущее - готово к работе уже сегодня
Станьте свидетелем скачка в совершенствовании технологии Посетите веб-сайт www.roxar.com/zector или напишите по адресу [email protected]
Добро пожаловать в новый стандарт по технологии многоступенчатого измерения
56 ROGTEC
БУРЕНИЕ
www.rogtecmagazine.com
with coil in the well, ability to cut the coil and ability to hold pressure without coil in the well. How did the penetration rates with CT compare to standard drilling technologies?
Would consider it normal for this depth but very good for the fact that the bit was very small 2.3/4” (70mm) and the well was deep. It could be compared with conventional drilling with a bigger drill-bit (in general the smaller the bit the lower the ROP (rate of penetration) ROP was 2 m/hr (SAV-45 152 mm wellbore)
Will your experience on this field alter your future practices or usage of CT?
Unfortunately was there no presence of oil otherwise SPD would definitely continued with this technology to develop the reservoir. But it should be marked that Shell is promoting a balanced risk-versus reward approach to field exploration efforts, in an overall move to optimize cost and well delivery. To support this, the peephole concept has been promoted globally throughout Shell’s global exploration portfolio and been received with great enthusiasm as an additional tool.
Fred van NieuwenhuizenDutch national who obtained a Bsc. in Mechanical Engineering in 1982. He joined Shell the same year and after his initial development in Holland with NAM moved to Oman (PDO), followed by working in Nigeria (NLNG project). He followed that by working in Scotland managing an offshore installation and returned to Holland to become the Well Engineering Course director for the global Shell skillpool. Became the Well Engineering Project Manager for the initial preparation phase of the Kazakhstan Caspian project “Pearls now CMOC” and holds currently the position of Well Engineering manager for SPD (4 Rigs, 7 hoists, heavy transport, fraccing & CTU Ops.)
Фред ван НьюенхайзенГражданин Голландии, получил степень бакалавра естественных наук по машиностроению в 1982 г. Начал работать на «Шелл» в том же году и после начальной разработки с NAM в Голландии переехал в Оман (PDO); впоследствии работал в Нигерии (проект NLNG). После работы в Шотландии менеджером по морским установкам вернулся в Голландию и стал руководителем курсов по проектированию и бурению скважин для глобального кадрового резерва компании «Шелл». Г-н Ньюенхайзен стал менеджером проекта по проектированию и строительству скважин на стадии предварительной подготовкикаспийского проекта «Pearls now CMOC» в Казахстане и в настоящее время занимает должность менеджера по проектированию и бурению скважин для SPD (4 буровые установки, 7 подъемников, тяжелый транспорт, гидроразрывы и эксплуатация КТ-агрегатов).
пользуется наши обслуживающие скважины бригады для общего контроля скважины и калибровки дебита обычных продуктивных скважин.
По сравнению с традиционными методами бурения, обеспечивают ли ГНКТ дополнительную безопасность или экологические выгоды?
Да. Как упоминалось, возможность полностью контролировать давление в любое время - большое преимущество с точки зрения безопасности. Они разработаны для работы при пониженном давлении со стандартным противовыбросным блоком на 1020 атм.
А как конкретно удалось избежать опасности на устье?
Опуская и вытягивая трубу (змеевик) через уплотнитель (резиновое кольцо, обхватывающее трубу), что позволяло сдерживать флюиды и давление. ГНКТ - метод, который был первоначально предложен для любых работ по обслуживанию скважин при низком давлении.
А какие превенторы использовались при этом?
Есть специальные превенторы для ГНКТ с резиновыми скребками, что обеспечивает возможностьподдерживать давление при нахождении змеевика в скважине, а также возможность отрезать змеевик и поддерживать давление в скважине, когда он находится внутри.
А как скорость бурения с ГНКТ отличается от обычных методов?
Для такой глубины скорость была нормальная. Но если учитывать малый размер долота 2,3/4 дюйма (70 мм) и глубокую скважину, то скорость была очень хорошая. Она сравнима с обычным бурением большим долотом. (Обычно, чем меньше долото, тем медленней скорость проходки. При 152-мм стволе скважины SAV-45 скорость проходки составляла 2 м в час.
Опыт в этой области изменит ваши методы работы в будущем или практику использования ГНКТ?
К сожалению, нефти найдено не было. В противном случае, SPD наверняка продолжили бы пользоваться этой технологией для разработки пласта. Однако следует заметить, что «Shell» проводит политику равновесия между рисками и ожидаемой выгодой в отношении разведки месторождений, стремясь оптимизировать затраты и строительство скважин. В качестве поддержки такой политике, проводя разведку в разных регионах мира, «Shell» продвигает метод «глазка» (заканчивания смотровой скважиной малого диаметра), который с большим энтузиазмом принимается, как дополнительный.
57ROGTECROGTEC
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
72nd EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2010 | 14-17 June 2010 | CCIB Barcelona
A New Spring for Geosciencewww.eage.org
Register now!
13331-BAR10-V3F ROGTEC 205x275.indd 1 23-03-2010 10:58:51
58
Back in 2007, Verkhnechonskoye (VC) project was considered uneconomic, yet today there’s no doubt about the commercial potential of the field. First and foremost this is thanks to CAPEX optimization in drilling and infrastructure.
CNG continues its drilling effort building the most complex wells in TNK-BP to meet the unique geological
challenges of the field. The company has recently achieved a record of 18 days per well thus reducing its initial drilling rate more than thrice! Kevin Wilson, VCNG Drilling Director, talks about the technological advances and work optimization approaches that ensured this remarkable acceleration.
The complexity of subsurface structure in Verkhnechonskoye (VC) field is unique and most of those complexities present challenges on drilling viewpoint.
To start with, the reservoir is very shallow (1,650 m deep), the productive horizon is less than 10 m. The reservoir is heterogeneous with areas of different permeability due to the mineral salt depositions. Therefore, the net pay zone in the 10-meter thin section is even smaller reaching about 3 m.
These challenges impose the need for some front-end technology to ensure cost-effective drilling in VC field.
Hitting the Sweet SpotWhen VCNG began drilling back in 2005, only vertical wells were built at the time. Considering the thin net pay of VC
Всего два года назад проект разработки Верхнечонского месторождения считался экономически убыточным, но сегодня его коммерческий потенциал не вызывает никаких сомнений. Реализация проекта стала возможной, в первую очередь, благодаря оптимизации капитальных затрат в области бурения и строительства инфраструктуры.
АО «Верхнечонскнефтегаз» достигает все новых успехов в бурении. Особенности геологического
строения вынуждают специалистов стоить самые сложные скважины в ТНК-ВР, а совсем недавно был поставлен своеобразный рекорд – скважина была пробурена всего за 18 суток. Таким образом, с начала разработки месторождения сроки бурения сократились более чем втрое! Кевин Уилсон, Директор по бурению ОАО «Верхнечонскнефтегаз» рассказал, какие технические решения и методы оптимизации работ позволили достичь таких фантастических результатов.
Верхнечонское месторождение имеет уникальное по сложности геологическое строение, и, несомненно, геологические особенности осложняют задачу эффективного разбуривания месторождения.
В первую очередь, необходимо отметить весьма небольшую глубину залегания пласта (1 650 м) и малую мощность продуктивного горизонта – менее
ROGTEC
БУРЕНИЕ
www.rogtecmagazine.com
Kevin Wilson: Drilling Director, VCNG
Bearing the Risk and Taking the Reward : Verkhnechonskoye
O
V
Кевин Уилсон: Директор по бурению, ОАО «Верхнечонскнефтегаз»
Награда за смелые решения: Верхнечонском
59ROGTEC
10 м. Из-за отложений минеральных солей коллектор неоднороден по проницаемости, и поэтому эффективная нефтенасыщенная мощность оказывается еще меньше и составляет всего около 3 м.
Очевидно, что для обеспечения рентабельности буровых работ на Верхнечонском месторождении использование передовых технологий совершенно необходимо.
В поисках лучших участков коллектораОАО «Верхнечонскнефтегаз» приступило к разбуриванию месторождения в 2005 году. В то время строились лишь вертикальные скважины, однако, учитывая незначительную эффективную нефтенасыщенную мощность Верхнечонского горизонта, все они были малопродуктивны. Геологи, работающие в составе проектной команды, предложили новую технологическую схему разработки месторождения, предусматривающую строительство не вертикальных, а наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Это позволило сократить число скважин вдвое, сохранив при этом их совокупную производительность. Однако впоследствии оказалось, что и-за неоднородности коллектора некоторые горизонтальные скважины были пробурены в зонах низкой проницаемости, и их дебиты были ниже ожидаемых.
В 2009 году был найден способ существенно увеличить продуктивность новых скважин: использование роторно-управляемых систем бурения компании Schlumberger обеспечило продвижение долота по наиболее перспективным участкам пласта с обходом отложений солей и зон низкой проницаемости. Технология геонавигации состоит в проведении каротажных исследований непосредственно в процессе бурения: установленные на долоте датчики анализируют геолого-геофизические характеристики породы и, таким образом, позволяют выявить участки с наилучшей проницаемостью, в которых и следует продолжать бурение. С использованием этой технологии сегодня на Верхнечонском месторождении бурятся скважины с длиной по стволу около 3 600 м при глубине по вертикали всего 1 650 м.
Директор по производству и добыче в регионе Восточной Сибири компании «Schlumberger Drilling and Measurement» Чин Сеон Вей по этому поводу сказал: «На этом месторождении в сочетании с усовершенствованными каротажными зондами использовался привод «PowerDrive», что обеспечило оптимальное размещение горизонтальной скважины. Используя высокую скорость системы и ее передачу данных в реальном времени, специалисты «Шлюмберже» по сбору данных предоставляли нам уточненную информацию для оптимальной траектории скважины в наиболее перспективных зонах,
formation those wells did not show great productivity. Later, the drilling plan was thoroughly revised with a view to the geological structure of the reservoir. The project subsurface team proposed a development plan based on directional and horizontal wells rather than vertical wells. This helped halve the initially planned number of wells while maintaining overall productivity. However, due to the heterogeneous nature of VC formation some horizontal wells happened to be drilled in areas with poor permeability and had low flow rates.
The solution to boost the initial flow rates was found in 2009. The use of rotary steerable systems by Schlumberger while allowed the drilling bit to stay inside the sweet spot of the reservoir avoiding the salt depositions and poor permeability areas. The LWD technology (‘logging while drilling’) provides for the installation of sensors at the drilling bit that analyze the rock geophysics and identify the areas of best permeability to continue drilling. Thus, wells with a measured depth of 3,600 m and true vertical depth of mere 1,650 m are now being drilled in VC field.
Chin Seong Way, Operations Manager East Siberia, of Schlumberger Drilling and Measurement commented that “In this field, PowerDrive was used in combination with the advanced LWD tools to enable optium horizontal well placement. By utlising the systems high speed, real time data transfer system, experts within Sclumbergers DCS team could provide us updates and adjustments to allow the trajectory of the well to be optimized within the sweet spots for maximum reservoir contact. All of this was achieved with out compromising the ROP.”
“Overall this has reduced the drilling costs and increased the oil production for our client.”
The use of LWD geosteering increased the amount of oil produced from each well. The flow rates reach 200 tpd to 250 tpd per well as compared to the average flow rate of 100 tpd of the previously drilled wells. Obviously, the new technology proves cost-effective and helps pay back the investment much quicker.
Continuous ImprovementYet another VC challenge facing the drilling engineers is the hard rock characteristic of Irkutsk Region. The hardest rock is in the surface sections due to the presence of chirts.
To increase the rate of penetration and thus reduce the number of days per well VCNG drilling engineers use high-torque slow-speed motors and put a lot of effort into the drilling bit design.
Originally VCNG used roller-cutter bits that were appropriate in the other areas of Russia where the rock is softer. Soon it was clear that those bits did not meet the
ROGTEC
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
Bearing the Risk and Taking the Reward : Verkhnechonskoye
challenge and harder bits were sought for. Success came with the use of PDC bits and since then VCNG drilling engineers have been refining the PDC design. Exact charts for each bit performance are developed to identify the areas for further improvement in bit run life, rate of penetration and rate of penetration gain versus cost of bit. So far the improvements are remarkable. A well section used to be drilled with four or five bits while now only one bit is used to drill a similar section.
However the fantastic success with PDC bits refers to the lower sections only. The next challenge for VCNG drilling team is efficient application of PDC technology in the upper portions of the hole where the rock is extremely hard.
Time-Based ApproachThe use of high-torque slow-speed motors and PDC bits improves the rate of penetration and thus reduces the number of days per well. Introducing the innovative technology to VCNG required a new contractual business model that in itself is a huge factor that helped boost the drilling rate over the last several years.
Traditionally, the drilling contracts in Russia have a turn-key basis. Similar approach was used in VCNG to drill vertical wells back in 2005. The average drilling time was 150 days. The responsibility for drilling a well was entirely on the contractors, so the companies preferred to play on the safe side and follow Russian norms rather than take risk to introduce front-end international solutions. There was no real incentive for the contractor to optimize the drilling rate and productivity. This is where the day-work contracts come in.
Today VCNG takes all the risks of drilling decisions and engineering and the contractor is paid for the rental of its equipment and crew only. This concerns contractors working in all areas related to drilling, e.g. directional drilling, muds, cementing. The contractor’s objective is to provide VCNG with a 100-percent working equipment (a rig, a mud pump, tools, etc.) to the required specification and follow the instructions exactly. If this objective is met
обеспечивающей максимальное соприкосновение с пластом. Все это удалось проделать без потерь механической скорости проходки. В целом, это помогло снизить расходы на бурение и увеличить добычу нефти для нашего заказчика».
Применение геонавигации позволило добиться значительного увеличения продуктивности скважин: если раньше запускные дебиты составляли в среднем 100 т в сутки, то сегодня из каждой скважины добывается до 200-250 т ежедневно. Совершенно очевидно, что с экономической точки зрения применение новой технологии абсолютно оправдано, ведь она позволяет гораздо быстрее окупить инвестиции.
Постоянное совершенствованиеБурение на Верхнечонском месторождении осложняется еще одним фактором – месторождение сложено твердыми породами, что характерно для Иркутской области в целом. Наиболее твердые породы наблюдаются в верхних интервалах, где присутствуют кремнистые сланцы.
Для увеличения скорости проходки и, соответственно, сокращения сроков бурения в практику внедряются электродвигатели с высоким крутящим моментом при малой частоте вращения, кроме того, большое внимание уделяется оптимизации конструкции долот.
Изначально на Верхнечонском месторождении применялись шарошечные долота, использование которых было оправдано в других регионах России в условиях более мягких пород. Вскоре стало ясно, что для эффективного разбуривания Верхнечонского месторождения эти долота не подходят – требовался инструмент для более твердых пород. Значительных результатов удалось добиться с переходом на долота PDC (с поликристаллическими алмазными вставками), и с тех пор их конструкция постоянно совершенствуется. Показатели работы каждого долота отражаются в специальных диаграммах, что позволяет выявить потенциальные возможности для дальнейшего увеличения срока службы инструмента, скорости проходки, а также улучшения показателя скорости проходки относительно стоимости долота. Результат не заставил себя долго ждать: если раньше для разбуривания определенного интервала скважины требовалось четыре-пять долот, то сегодня с этой же задачей справляется всего одно.
Результаты применения геонавигацииGeosteering Efficiency
BoreФактический стволActual Well
BoreПроектный ствол Design Well
Зона засолоненияSalt Deposit
60 ROGTEC
БУРЕНИЕ
www.rogtecmagazine.com
61ROGTECROGTEC
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
62 ROGTEC
БУРЕНИЕ
www.rogtecmagazine.com
the contractor is paid the rent no matter whether VCNG drilling decisions have been taken or the crew has to wait and whether these decisions prove efficient or not. If the work is done ahead of plan the contractor is paid a bonus. However there is a list of penalties for the contractor in case he fails to provide all the necessary equipment.
Today VCNG takes all the responsibility for drilling a well and reaps the reward of the innovative decisions taken. The company obtains the opportunity to use the equipment provided by the contractor to its full advantage and thus identify the most efficient approaches to reduce the drilling days.
Thus, in 2007 the drilling time in VCNG was reduced to less than 60 days and today an average well is drilled for about 24 days with a drilling record of 18 days achieved by KCA Deutag. However, VCNG drilling staff is continually revaluating the technical limit for the wells; they believe it is technically possible to drill even faster!
The day-work contracts serve yet another purpose, i.e. reducing the cost of construction per well. Following this new approach the contract cost is identified based on the number of working days rather than the number of wells. Therefore, the faster the wells are drilled, the more wells are built in a period of time, the cheaper each well is. The average cost per well today has nearly halved and is getting in the $3 mln range.
The use of innovative technology and the new approach to contractor management helped reduce the drilling time more than thrice over the last four years. The outstanding result provided for the update of 2009 drilling plan. Initially, 32 wells were planned to be built this year, yet the increased drilling rate made it possible to drill 10 more wells in 2009.
At the same time, VCNG drilling engineers have no doubt that there still remains areas for technical improvement that will bring about new success in the future.
Приходится, однако, признать, что фантастический успех использования долот PDC относится только к нижележащим интервалам. Новая цель специалистов ОАО «Верхнечонскнефтегаз» – увеличить эффективность PDC-долот в верхних интервалах ствола, где порода отличается исключительной твердостью.
Время – деньги Применение электродвигателей с высоким крутящим моментом и малой частотой вращения, а также долот PDC повышает скорость проходки и, соответственно, сокращает сроки строительства скважин. Необходимость внедрения новых, непривычных технологий потребовала создания новой модели контрактования, что также способствовало резкому ускорению темпов бурения в последние годы.
Традиционно договоры на буровые работы в России заключаются по принципу бурения «под ключ». В 2005 году аналогичный подход применялся и в ОАО «Верхнечонскнефтегаз» при бурении вертикальных скважин. При этом, средняя продолжительность бурения составляла около 150 суток. Ответственность за выполнение работ и их результат целиком лежала на подрядчике, а потому компании предпочитали не рисковать, четко следовать предписаниям российских технических норм и не брать на себя ответственность за внедрение современных зарубежных технологий. У подрядчика не было реального стимула наращивать темпы бурения и оптимизировать работу для увеличения продуктивности скважины. Именно поэтому ОАО «Верхнечонскнефтегаз» перешло на схему контрактования на основе повременной оплаты.
Сегодня года вся ответственность за принятые решения в области бурения и проектирования скважин лежит на специалистах Департамента бурения, а подрядчик получает оплату только за аренду оборудования и работу бригад. Этот принцип применим к сервисным компаниям, оказывающим весь спектр услуг в области бурения, будь то наклонно-направленное бурение, приготовление буровых растворов, цементирование. Задача подрядчика – предоставить ОАО «Верхнечонскнефтегаз» полностью работоспособное оборудование (буровая установка, буровой насос, бурильный инструмент), соответствующее требованиям заказчика, и строго выполнять его инструкции. Если задача выполнена, подрядчик получает арендную плату вне зависимости то того, было ли принято решение о начале буровых работ или буровой бригаде пришлось простаивать в ожидании, а также от того, оказались ли решения, принятые заказчиком, действительно эффективными. Если работа выполнена с опережением графика, подрядчику выплачивается бонус. Вместе с тем, существует и перечень штрафных санкций, применяемых к подрядчику в случае, если его оборудование не соответствует предъявляемым требованиям.
POINT OF VIEW Yaroslav Gordeev,Subsurface Director, VCNG
Verkhnechonskoye (VC) is a field of a complex geology. It is acknowledged to be unique not only by the shareholders, TNK-BP and Rosneft, but also by the statutory authorities. The oil-bearing formations have areas of various productivity and there are sections with salt deposition. Reservoir uncertainty is very high; a well may be very much unlike its neighbors.
Practice shows that while drilling in such complex environment half of a well bore may go outside the net pay.
Geosteering significantly improves drilling efficiency in the high reservoir uncertainty thanks to timely adjustment of the designed well trajectory. Geosteering equipment consists of two logging devices installed next to a bit and transmitting data
63ROGTECROGTEC
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
Взяв на себя всю полноту ответственности за бурение скважины, специалисты ОАО «Верхнечонскнефтегаз» принимают инновационные решения и добиваются отличных результатов. Компания получает возможность использовать предоставленное подрядчиком оборудование в своих интересах и, таким образом, найти наиболее эффективные способы сокращения сроков строительства скважин.
Так, уже к 2007 году продолжительность бурения на Верхнечонском месторождении снизилась до менее чем 60 суток, а сегодня строительство одной скважины занимает в среднем 24 дня, рекорд скорости бурения принадлежит компании KCA Deutag – 18 суток. Однако сотрудники Департамента бурения ОАО «Верхнечонскнефтегаз» продолжают анализировать и пересматривать технические пределы сроков строительства: они уверены, что технически возможно бурить еще быстрее!
Переход на схему контрактования по принципу повременной оплаты позволил решить еще одну задачу: сокращение стоимости строительства в пересчете на одну скважину. В соответствии с условиями договора, стоимость услуг определяется не числом пробуренных скважин, а количеством рабочих дней. Чем выше скорость бурения, тем больше скважин будет построено за единицу времени, и, соответственно, тем дешевле обойдется каждая скважина. В среднем, стоимость скважины уменьшилась почти вдвое и сегодня составляет порядка $3 млн.
В результате внедрения инновационных технологий и нового подхода к работе с подрядчиками за четыре года продолжительность бурения одной скважины сократилась более чем втрое. Этот успех позволил пересмотреть план буровых работ на 2009 год: изначально планировалось пробурить 32 скважины, однако с ускорением темпов бурения стало возможным пробурить дополнительно 10 скважин.
Вместе с тем, инженеры по бурению ОАО «Верхнечонскнефтегаз» уверены, что есть еще масса возможностей улучшить технические показатели работ и добиться новых успехов в будущем.
to the surface. They measure resistivity, density and porosity and other geophysical parameters of the rock and thus identify the reservoir heterogeneity and assess productivity of the section drilled. If drilling is outside the net pay then a real-time decision can be made as to changing the well trajectory and going into a better reservoir.
Therefore, geosteering helps increase the length of the bore in the net pay, thus improving initial flow rates, reducing well construction payback period and improving the project’s overall economics.
Currently, there are six wells drilled in VC field using geosteering: well #1174 was drilled in 2008 and the other five wells – in 2009. Specialists say that geosteering increases the effective length of a wellbore and initial flow rates by 10 percent to 15 percent on average as compared to drilling ‘blindly’. At the same time, analysis shows that this technology in good reservoirs is inefficient, while in reservoirs with high uncertainty it proves useful. One of the commissioned wells was drilled in good reservoir and had an insignificant flow rate increase, a little more than 8 percent, while a risky well had an increase of almost 40 percent.
ТОЧКА ЗРЕНИЯ Ярослав Гордеев,Директор Департамента геологии и разработки месторождений, ОАО «Верхнечонскнефтегаз»
Верхнечонское месторождение отличается сложным геологическим строением. Его уникальность сегодня признают все, не только акционеры – ТНК-ВР и НК «Роснефть», – но и государственные органы. Нефтеносные пласты состоят из участков с различной продуктивностью, есть зоны засолонений. Неопределенность коллектора
чрезвычайно высока – соседние скважины могут кардинально отличаться друг от друга!
Практика показывает, что при бурении скважин в столь сложных условиях до половины длины ствола может оказаться вне эффективной зоны пласта.
Применение геонавигации позволяет существенно повысить эффективность бурения в условиях высокой неопределенности коллектора за счет возможности своевременной корректировки проектной траектории скважины. Комплекс геонавигационного оборудования состоит из двух каротажных приборов, установленных возле долота и передающих сигнал на поверхность. Они измеряют такие геофизические параметры как сопротивление, плотность, пористость породы и, таким образом, позволяют «увидеть» все неоднородности коллектора и оценить продуктивность пройденного участка. Если оказывается, что бурение ведется по неэффективной части пласта, в режиме реального времени принимается решение по изменению траектории ствола с тем, чтобы выйти из зоны неколлектора и продолжить проводку по хорошему песчанику.
Таким образом, геонавигация позволяет увеличить длину эффективной части ствола, улучшаются запускные параметры скважины и, соответственно, сокращаются сроки окупаемости затрат на строительство этой скважины и реализацию проекта в целом.
На сегодняшний день на Верхнечонском месторождении с применением геонавигации пробурено шесть скважин: скважина 1174 была пробурена в 2008 году и еще пять скважин – в 2009 году. По оценкам специалистов, применение геонавигации позволяет добиться увеличения эффективной длины ствола и стартовых дебитов скважин в среднем на 10-15% по сравнению с бурением «вслепую». Вместе с тем, анализ показывает, что использование этой технологии не оправдано в условиях хорошего коллектора, а в пластах с высокой степенью неопределенности она становится актуальной. Так, по одной из запущенных скважин в условиях хорошего коллектора прирост дебита был незначительный – чуть более 8%, в то время как по рискованной скважине прирост составил практически 40%.
64
Referring back to the VCNG article; What do you feel were the key factors for success when working with VCNG?
I feel some of the key factors contributing to this successful deployment would be having a systematic approach to the project. We fully employed the Schlumberger D&M Management System, this included training and planning the personnel (Field Operations and Maintenance). We also had a very methodical approach towards BHA design, BHA selection and ultimately we delivered on our promises with the system. Finally we had great communication with the client over the entire course of the project. All of this has resulted in a step change in the overall drilling performance of TNK-BP VCNG. Alongside this we also had great success with the launch of the PowerDrive675 in the Vankorskoe field for Smith Production Technology and Rosneft in 2007.
Roughly how long has the tool been in use in Russia?
The first PowerDrive job we did in Russia was for Shell, on an offshore field in Sakhalin, in 2005. PowerDrive is now a core service for Schlumberger D&M in the whole of Russia. We have all the components in Russia to execute this service successfully. We have working tools across the whole region with local Russian expertise capable of executing these jobs. We also have local maintenance facilities set up to service the tools, even
Возвращаясь к статье о «Верхнечонскнефтегазе» (ВЧНГ), каковы, на Ваш взгляд, основные факторы успеха в работе с этой компанией?
Одним из основных факторов успешной работы можно назвать систематический подход в реализации проекта. Мы в полной мере задействовали систему управления «Шлюмберже D&M». Система включает грамотный подбор кадров и обучение персонала (полевых инженеров и техников, обслуживающих оборудование). Мы методично подходим к выбору компоновки КНБК. В конечном итоге, системный подход позволил нам выполнить поставленные задачи. Плюс ко всему, в ходе реализации проекта мы достигли отличного взаимопонимания с Заказчиком.
Все это привело к кардинальному улучшению эффективности буровых работ в целом в компании ТНК-ВР ВЧНГ. Кроме того, в 2007 году мы успешно ввели в эксплуатацию PowerDrive675 на Ванкорском месторождении для компаний Smith Production Technology и «Роснефть».
Расскажите в общих чертах, как давно это оборудование эксплуатируется в России?
Первую скважину в России с помощью PowerDrive мы пробурили для компании Shell на шельфовом месторождении Сахалина в 2005 году. В настоящее время бурение наклонно-направленных скважин
ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
Интервью ROGTEC с представителем компании Schlumberger D&M о технологии бурения на Верхнечонском месторождении
ROGTEC Talks Drilling Technology for the Verkhnechonskoye Field with Schlumberger D&M
Following on from the previous article looking at
the Verkhnechonskoye field, ROGTEC continues
the discussion with Chin Seong Way, Operations
Manager east Siberia for Schlumberger Drilling and
Measurement.
ROGTEC продолжает беседу с Чин Сеунг Вэйем,
директором по производству департамента «Бурение
и измерения» в Восточной Сибири компании
«Шлюмберже». В предыдущей статье мы говорили о
Верхнечонском месторождении.
65ROGTEC
с PowerDrive является основной услугой, которую предоставляет компания «Шлюмберже D&M» на всей территории России. Для успешной работы у нас имеются все необходимые составляющие. Мы располагаем комплектами оборудования по всему региону, а также квалифицированными инженерами для успешного выполнения работ. В нашем распоряжении локальные базы технического обслуживания для текущего ремонта оборудования, в том числе удаленного. Кроме того, у нас работает центр поддержки производственных операций для контроля выполнения всех видов работ в режиме реального времени. Это позволяет обеспечивать высокое качество услуг при меньших затратах, что чрезвычайно важно для наших заказчиков. Только в России при помощи PowerDrive было пробурено свыше 350 тыс. метров. Говоря о системе в целом, впервые в мире она была запущена в 2001 году.
Какими преимуществами, на Ваш взгляд, обладает PowerDrive для операторов, эксплуатирующих ее?
К трем основным преимуществам следует отнести: » экономию времени; » увеличение скорости проходки, так как бурение происходит только в роторном режиме;» плюс к этому система обладает и другими преимуществами, повышающими эффективность бурения.
При бурении с помощью PowerDrive ствол скважины получается более высокого качества: гладкий ствол с меньшей извилистостью. Упрощается очистка ствола и снижается стоимость заканчивания скважины.
Сводится к минимуму риск прихвата бурильной колонны, и в целом снижается риск, связанный с нестабильностью стенок скважины. PowerDrive — уникальная роторная управляемая система (РУС), все внешние элементы которой вращаются, что позволяет снизить риск прихвата колонны. Это часть «гибкой» системы, которая может включать телеметрию и приборы каротажа во время бурения. Оценка разбуриваемых пород в непосредственной близости от долота в режиме реального времени позволяет значительно улучшить расположение ствола скважины и контроль траектории, как обсуждалось в статье о ВЧНГ. Значительное улучшение эффективности бурения и горизонтального расположения скважины снижает затраты на строительство скважины и увеличивает дебит для компании-оператора.
В каких регионах России, или на каких месторождениях оправдано применение данной системы?
В настоящее время преимущества PowerDrive оценили и/или используют в работе следующие
remotely. We also have a centralized Operations Support Center to monitor all jobs in real time. This is extremely important for our clients as it translates into better service quality and less cost. With regard to total meters drilled, we have drilled more than 350,000 meters with PowerDrive in Russia alone. Globally, the tool was first launched back in 2001.
What would you say are the key advantages that PowerDrive brings to operators who deploy it?
Three of the key advantages are:
The time savings that the tool brings. You get improved ROP and there is no lost time through sliding plus there are multiple benefits through drilling efficiencies.
Improved well bore conditions where you have smoother wellbores with less tortuosity. This also simplifies wellbore cleanout and reduces completion costs. Finally there is generally a reduced risk with the well bore and you can also minimize the risk of stuck pipe. PowerDrive is a unique RSS tool that has a fully rotating system, this helps reduce the stuck pipe risk. It is part of a flexible system that can combine with MWD/LWD sensors. With Real Time measurements close to the bit, you can enable processes, as discussed in the VCNG article, which greatly improve well placement and improve trajectory control. For the operator this results in minimizing drilling cost and maximizing production through a step change in drilling performance and horizontal well placement.
ROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
66 ROGTEC
ИНТЕРВЬЮ
www.rogtecmagazine.com
операторы:
» «Роснефть» на проекте Ванкор;
» «Роснефть» на проекте СМНГ;
» ТНК-ВР на проектах ВЧНГ и Самотлор;
» «Лукойл» на проекте имени Корчагина;
» «Лукойл» на проекте Усинское САГД;
» «Нарьянмарнефтегаз» (НМНГ) на проектах Южное Хыльчую, Ярейю, Торавей;
» Total на проекте Харьяга;
» SEIC на Сахалине;
» ENL на Сахалине.
Система PowerDrive также успешно применяется на нескольких некрупных проектах в Восточной Сибири. Она не зависит от пород пласта, характерного для месторождения, и будет полезна всем потенциальным заказчикам, не только нефтяным компаниям, но и буровым подрядчикам.
В статье Вы упомянули о возможности наблюдения в режиме реального времени. Расскажите, пожалуйста, подробнее об этом?
Возможность контроля работы PowerDrive в режиме реального времени значительно улучшает процесс принятия решений. Это предоставляет возможность для оптимального размещения скважин, что повышает площадь контакта ствола скважины с нефтеносным пластом (увеличивается доля ствола, участвующего в дренаже коллектора). Оптимизация параметров бурения повышает коммерческую скорость проходки. Таким образом, заказчик получает скважину более высокого качества за меньшее время и с улучшенным контактом с продуктивной зоной.
Расскажите, насколько снижаются затраты оператора, который применяет данную систему? Операторов, главным образом, интересуют два ключевых момента, на которые в наибольшей степени сфокусировано наше внимание: снижение затрат за метр проходки и повышение дебита скважины. Мы снижаем затраты на метр, увеличивая коммерческую скорость проходки. Благодаря этому уменьшается срок строительства скважины, что позволяет эффективно снизить утвержденные затраты. Снизить затраты можно несколькими
What other regions in Russia or regional formation types would most benefit from this system?
PowerDrive has been used by the following operators:
» Rosneft on the Vankor Project
» Rosneft on the SMNG Project
» TNK-BP on the VCNG and Samatlor Projects
» Lukoil on the Korchagina Project
» Lukoil on the Usinskoe SAGD Project
» NMNG on the Yuzhno-Khalchuyu, Yareyu and Toravey Projects
» Total on the Kharyaga Project
» SEIC in Sakhalin
» ENL in Sakhalin
There are also several smaller projects in West Siberia that are benefiting from the PowerDrive Service. It is formation independent and will bring significant benefits to all potential clients, not only Oil Companies but also General/Drilling Contractors.
You briefly mention the benefits of the Real Time solutions in the article. Could you expand on this?
The Real Time capability of PowerDrive has the biggest impact in improved Real Time decision making. This enables better Well Placement resulting in increased reservoir contact (increased NTG). Within the drilling parameters, optimization enables better drilling performance (increased ROP). So the client has a higher quality well bore, delivered in less time with increased contact with the payzone.
General speaking and not referring to the case study, what level of cost saving can the tool bring to an operator? Operators are mainly interested in two key points which we focus on to the highest level: decreasing cost per meter and increasing production. We are decreasing the cost per meter by increasing the commercial ROP, which effectively means reducing the AFE by saving days. This can be done in multiple ways; increasing the ROP during drilling. Reducing the flat times (better planning and better wellbore conditions). Reducing unplanned events like
67ROGTECROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
способами: обеспечением большей проходки за долбление; сокращением времени работы без углубления забоя (улучшением планирования и качества ствола); сокращением случаев прихвата бурильной колонны, посредством технических решений, таких как PowerDrive и применением специализированных программ DCS, таких как GeoMechanics.
Уровень снижения затрат может различаться в зависимости от типа проекта и сложности породы или продуктивного пласта. Однако на основе нашего опыта работы по всему миру, отмечу, что успешные результаты нашей работы по бурению и снижению затрат превышают ожидания заказчиков.
Примером могут служить проекты на глубоководных платформах или арктическом шельфе, где сокращение работы на один день, экономит значительную сумму в долларах из-за чрезвычайно высокой стоимости аренды буровой платформы. Другое не менее важное преимущество для заказчика — повышение дебита скважины. Вводя месторождение в эксплуатацию раньше заявленного срока, оператор получает «раннюю» прибыль. Также дебит скважины возрастает за счет более эффективного расположения ствола скважин.
Какие технологические решения планируется внедрять в будущем?
Мы планируем следующим шагом на пути оптимизации бурения для наших заказчиков в России представление в нескольких районах системы PowerDrive Vortex. PowerDrive Vortex совмещает в себе PowerDrive с силовой секцией большой мощности от ВЗД (А700GT), которая обеспечивает систему дополнительной энергией при бурении для значительного улучшения параметров бурения. PowerDrive Vortex существенно снижает неравномерность вращения долота, повышая эффективность передачи энергии к буровому долоту. Комбинация Vortex с новой телеметрической системой, обеспечивающей сжатие передаваемых данных процессе бурения (операционная система Orion) позволяет быстрее передавать команды управления и данные инклинометрических измерений, что, в свою очередь, максимально повышает эффективность PowerDrive.
stuck pipe through technology applications like PowerDrive and the application of DCS Domains like GeoMechanics.
The level of saving could be different depending on the type of project and the complexity of the formations or reservoirs. However, based on our worldwide experiences, we have successfully delivered results in drilling performance and cost saving that exceeded our customers’ expectations.
An example of this would be in deepwater or arctic offshore projects, where a single day of saving could means a significant dollar saving due to extremely high rig rates. The other major benefit to the client is increased production. By bringing a field on stream earlier the operator benefits from this production. The production is also increased through more efficient well placement.
What is the next step forward for you on the technology side?
The next step in further drilling optimization for our clients in Russia is the introduction of the PowerDrive Vortex in several locations. PowerDrive Vortex is a service that combines PowerDrive with a high power motor (A700GT) to provide extra drilling energy to the system for another step change in drilling performance. PowerDrive Vortex is designed to drastically reduce and eliminate the stick and slip effect thereby improving the efficiency of energy transfer to the drilling bit. The combination of Vortex with the latest MWD tools and telemetry support (Orion compression) allows for faster downlink of steering commands and directional surveys transmission, making the PowerDrive services more effective than ever.
Having started out as a Field Engineer in Abu Dhabi and Iran, Chin Seung Way has worked for Schlumberger in Egypt, China and Houston. Since 2009, he has been Operations Manager for Drilling & Measurements, Eastern Siberia, managing business of over $120M and one of the most challenging operations of Schlumberger in Russia.
Чин Сеунг Вэй наЧал СВою карьеру С должноСти промыСлоВого инженера В абу-даби и иране, затем работал В компании «Шлюмберже» В египте, китае и ХьюСтоне. С 2009 года занимает поСт директора по произВодСтВу департамента «бурение и измерение» В ВоСтоЧной Сибири. он рукоВодит одним из наиболее СложныХ и перСпектиВныХ предприятий компании «Шлюмберже» В роССии, С оборотом более 120 млн долл.
Холодная добыча на западе Канады: шаг вперед в первичной добыче нефтиCold Production in Western Canada: A Step Forward in Primary Recovery
68
Ron Sawatzky, Marlene Huerta, Mike London and Brigida MezaAlberta Research Council**Now part of Alberta Innovates – Technology Futures
Canadian Heavy Oil and Bitumen ProductionCanada’s heavy oil and bitumen resources are extensive. They are located in the northern portion of the Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB). The WCSB contains an estimated 1.7 trillion bbl of bitumen in place, primarily in three deposits – Athabasca, Cold Lake and Peace River. Canada’s current production of bitumen exceeds 1.2 million bbl/d. The choice of technology for recovering bitumen is delineated by the depth of the sand. For deposits less than 50 m from the surface, open pit mining operations are used to recover the oil sands and then the bitumen is recovered from the mined sand; for deeper deposits, in situ recovery technologies that reduce oil viscosity and enable oil to flow must be used. Steam-assisted gravity drainage (SAGD) is in an early commercial phase of implementation. Other in situ recovery technologies are at an early pilot stage or laboratory stage. Approximately 60% of Canada’s bitumen production is from surface mining operations, although it is estimated that less than 10% of Canada’s bitumen resource is recoverable by surface mining.
Included among Canada’s heavy oil and bitumen resources is approximately 25 billion bbl of conventional heavy oil. The majority of this resource lies in the general Lloydminster region straddling the Saskatchewan-Alberta border. Although this heavy oil resource is insignificant compared with Canada’s bitumen resources, it continues to contribute significantly to western Canadian heavy oil and bitumen production. Canada’s current heavy oil production is estimated to be approximately 500,000 bbl/d, only slightly less than in situ bitumen production.
A number of methods are used to recover Canada’s heavy oil, including conventional primary production, water flooding, unconventional primary production (cold production) and to a lesser degree, various thermal in situ recovery techniques similar to those used for deeper bitumen resources. Cold production is a recovery technique
Рон Савацки (Ron Sawatzky), Марлен Уэрта (Marlene Huerta), Майк Лондон (Mike London) и Бриджида Меца (Brigida Meza)Исследовательский совет провинции Альберта**В настоящее время является подразделением Alberta Innovates – Technology Futures
Добыча вязкой нефти и битумов в КанадеКанада обладает обширными запасами вязкой нефти и битумов. Месторождения находятся в северной части Западно-Канадского осадочного бассейна, оцениваемые геологические запасы которого составляют 1,7 трлн баррелей и размещаются в основном на трех месторождениях — Атабаска, Колд-Лейк и Пис-Ривер. В настоящее время Канада добывает более 1,2 млн баррелей битумов в день. Выбор технологии при их добыче обусловливается глубиной залегания песчаного слоя. Для залежей не глубже 50 м от поверхности земли используется карьерный способ для добычи нефтеносного песка и дальнейшего извлечения из него битумов; при большей глубине требуется применение технологий добычи с обработкой на месте залегания, которые снижают вязкость нефти и обеспечивают ее текучесть. Парогравитационный дренаж (SAGD) находится на начальном этапе промышленного внедрения. Другие технологии добычи с обработкой на месте залегания еще проходят ранний этап создания опытного образца или находятся на стадии лабораторный исследований. Добыча порядка 60 % битумов в Канаде производится открытым способом, хотя по оценкам лишь менее 10 % канадских запасов битумов пригодны для разработки в открытых карьерах.
Запасы вязкой нефти и битумов в Канаде включают приблизительно 25 млрд баррелей обычной нефти с повышенной вязкостью. Большая их часть залегает в общем регионе Ллойдминстер, растянувшемся по сторонам границы между провинциями Саскачеван и Альберта. Хотя запасы вязкой нефти незначительны по сравнению с битумными ресурсами, их доля составляет значительную часть нефтедобычи на западе Канады. В настоящее время добыча вязкой нефти оценивается на уровне приблизительно 500 000 баррелей в день, лишь ненамного уступая производству битумов с обработкой на месте залегания.
ROGTEC
ДОБЫЧА
www.rogtecmagazine.com
69ROGTEC
Для получения вязкой нефти в Канаде используется ряд различных способов, включая обычную разработку первичными методами, закачку воды в грунт, нетрадиционную разработку первичными методами (холодная добыча) и, в меньшей степени, различные термические способы добычи с обработкой на месте
залегания аналогичные способам добычи битумов с большей глубины. Холодная добыча — способ разработки, созданный для участка в Ллойдминстере, при котором значительное количество песка специально извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Холодная добыча стала лучшим выбором для разработки нефтяных месторождений с наиболее высокой вязкостью на участке в Ллойдминстере, где добывается почти половина вязкой нефти в западной Канаде.
Вязкая нефтьДобыча вязкой нефти на западе Канады началась не позднее 1940-х годов на участке в Ллойдминстере. Первоначально использовались разработки первичными методами. Они остаются важной формой получения нефти из тонких пластов песка с неглубоким залеганием в регионе, которые наиболее характерны для месторождений вязкой нефти в Западно-канадском осадочном бассейне. Закачка воды в грунт — еще один традиционный способ добычи, который продолжает успешно применяться для получения вязкой нефти на западе Канады. Нетрадиционный способ разработки первичными методами, включающий попутное получение песка, был разработан на участке в Ллойдминстере в
developed for the Lloydminster block in which a substantial quantity of sand is produced deliberately along with oil, water and gas. Cold production has become the recovery technology of choice for most heavy oil fields in the Lloydminster block, accounting for nearly half of western Canadian heavy oil production.
Heavy OilProduction of heavy oil in western Canada dates back to at least the 1940s in the Lloydminster block. Initially, primary production methods were used. Primary production continues to be an important form of recovery for the shallow, thin regional sands that predominantly characterize the heavy oil resource in the WCSB. Water flooding is another conventional recovery technology that continues to be employed successfully for heavy oil production in western Canada. An unconventional form of primary production, involving the co-production of sand, has been developed in the Lloydminster block as a commercial recovery technology. Over the past fifteen years this technology, known locally as cold production, has emerged as the dominant heavy oil production method in the WCSB. Thermal recovery technologies have been tested to a limited extent in some of the thicker channel sands that are interspersed among the thin regional sands. These technologies include steam flooding and CSS, in situ combustion, and SAGD. While a combination of steam flooding and gravity drainage has proved successful in some locations (e.g. Pikes Peak), and SAGD has been operated successfully in others, thermal recovery methods remain only of marginal importance for the heavy oil resources in the WCSB due to the relative scarcity of sufficiently thick sands in which to employ them.
ROGTEC
PRODUCTION
www.rogtecmagazine.com
Рис 1: Месторождения вязкой нефти и битумов на западе Канады
Fig 1: Western Canadian heavy oil and bitumen resources
Bitumen
Heavy Oil
Alberta Saskatchewan
Athabasca
Primrose
Cold Lake
Lindbergh
Lloydminster
Wainwright
Chauvin
Smiley - Coleville
FostertonDollard
Peace River
Fort McMurray
Edmonton
Lloydminster
CalgaryRegina
Courtesy Alberta Department of Energy
asca
B
H
Битум
Вязкая нефть
Альберта Саскачеван
Атабаска
Примроуз
Колд-Лейк
Линдберг
Ллойдминстер
Уэйнрайт
Шовен
Смайли-Колвилл
Фостертон-Доллард
Пис-Ривер
Форт Макмюррей
Эдмонтон
Ллойдминстер
РегинаКалгари
Материал предоставлен Департаментом энергетики провинции Альберта
качестве технологии промышленной добычи. За последние пятнадцать лет эта технология, локально известная как холодная добыча, стала преобладающим способом извлечения вязкой нефти в Западно-канадском осадочном бассейне. Термические способы добычи испытывались в ограниченной степени на некоторых залежах руслового песка большей толщины, которые вкраплены в тонкие песчаные пласты, встречающиеся в регионе. Эти способы включают закачку пара в грунт и внутрипластовое горение, а также парогравитационный дренаж. Тогда как комбинированный способ с применением закачки пара в грунт и гравитационного дренажа оказался успешным в некоторых местах (например, Пайкс-Пик), а парогравитационный дренаж с успехом эксплуатировался на других объектах, термические способы сохраняют лишь второстепенное значение для месторождений вязкой нефти в Западно-канадском осадочном бассейне, что объясняется относительно низкой распространенностью пластов песка с достаточной толщиной.
До появления способа холодной добычи в 1990-х годах, метод первичной разработки являлся преобладающей технологией получения вязкой нефти в западной части Канады. В своем традиционном виде, он был реализован при помощи вертикальных скважин и штанговых насосов. Дебит нефти обычно снижался в диапазоне 1—5 м3/день, при этом коэффициенты отдачи обыкновенно находились в пределах 3—5% от первоначальных геологических запасов; низкие эксплуатационные издержки позволяли обеспечить коммерческую рентабельность добычи. Традиционная первичная разработка продолжает использоваться на участке в Ллойдминстере в основном на тонких пластах песка, где добыча песка считается затрудненной, или на старых скважинах с применением холодного способа, где песок больше не получают.
Горизонтальные скважины обеспечивают возможность применения альтернативного способа при первичной разработке. Данная технология успешно внедрена на западе Канады на песках, которые редко создают проблемы при их сдерживании. Обычно такие пески слеживаются слабо или только местами. Для достижения достаточных темпов промышленной добычи, очевидно, требуется относительно низкая вязкость нефти (< 5 000 мПа-с вязкости дегазированной нефти при температуре нефтеносного пласта). Применение горизонтальных скважин на рыхлых песках успеха не принесло, что объясняется сложностями сдерживания песка. Перспективный подход к решению этой проблемы, который изучался в лабораторных условиях (в исследовательском совете провинции Альберта), должен позволить извлекать лишь относительно малые объемы песка из горизонтальных скважин при контролируемом процессе.
Until the emergence of cold production in the 1990s, primary production was the dominant heavy oil recovery technology in western Canada. In its conventional form, it was implemented with vertical wells and rod pumps. Oil production rates typically fell in the range 1 – 5 m3/d, with recovery factors typically in the range of 3-5% OOIP; low operating costs allowed the production rates to be viable commercially. Conventional primary production continues to be practised in the Lloydminster block, mainly in thin sands in which the initiation of sand production is known to be difficult or in mature cold production wells where sand production has ceased.
Horizontal wells offer an alternative technology for performing primary production. This technology has been implemented successfully in western Canada in sands that tend not to present sand control issues. Generally, these sands are weakly or patchily consolidated. A relatively low oil viscosity (< 5,000 mPa.s dead oil viscosity at reservoir temperature) appears to be required to obtain adequate commercial oil production rates. Horizontal wells have not been successful in unconsolidated sands, on account of problems with sand control. A potential approach for addressing this issue that has been explored in a laboratory setting (at the Alberta Research Council) would allow relatively low volumes of sand to be produced from horizontal wells in a managed process.
Cold Production
Cold production is an unconventional primary recovery process in which sand is produced deliberately along with oil, water and gas. It is implemented in vertical, slant, or deviated wells with a progressive cavity (PC) pump. Production rates are improved substantially over conventional primary production, by as much as a factor of ten. Recovery factors tend to be higher as well, typically in the range of 8-15% OOIP. Cold production has become the recovery technology of choice for most heavy oil fields in the Lloydminster block. It currently accounts for nearly half of western Canadian heavy oil production, at approximately 230,000 bbl/d.
There is considerable evidence to indicate that sand production causes long channels of increased permeability
глубина / depth:400 - 600m
толщина / thickness:2 - 7m
continued sand productionat cuts ≥ 0.-5%
продолжительная добыча песка при содержании воды > 0,5 %
Рис 2: Метод холодной добычи
Fig 2: Cold production process
70 ROGTEC
ДОБЫЧА
www.rogtecmagazine.com
71ROGTECROGTEC
PRODUCTION
www.rogtecmagazine.com
72 ROGTEC
ДОБЫЧА
www.rogtecmagazine.com
Холодная добычаХолодная добыча представляет собой нетрадиционный способ первичной добычи, при котором песок специально извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Он реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах с применением винтового насоса кавитационного типа. Темп добычи существенно улучшается по сравнению с традиционным способом первичной разработки не менее чем на порядок. Коэффициенты отдачи также зачастую выше, обычно в диапазоне 8—15 % от первоначальных геологических запасов. Холодная добыча стала лучшим выбором для разработки нефтяных месторождений с наиболее высокой вязкостью на участке в Ллойдминстере. С ее помощью добывается почти половина вязкой нефти в западной Канаде — порядка 230 000 баррелей в день.
Существует большое количество данных, указывающих на то, что при добыче песка образуются длинные каналы с увеличенной проницаемостью («червоточины»), которые разрастаются из скважины внутрь нефтеносного пласта на расстояния от 200 м и более. Основным свойством данного способа является образование и закачивание в червоточины вспененной нефти, по мере того как они разрастаются внутрь
(wormholes) to grow out from the well into the reservoir, for distances of 200 m or more. A central feature of the process is the formation and flow of foamy oil into wormholes, as they grow into the reservoir. The wormholes provide improved access to the reservoir. Among the advantages of cold production is its success in very thin sands, for zones with a net pay as low as 2m.
The development of cold production as a successful commercial heavy oil recovery technology in the WCSB has been field-driven from the outset. Field experience has lead to an optimal operating strategy for a wide variety of field conditions: a fairly rapid initial draw down (over a period of several weeks to a few months) followed by maintenance of very low bottom hole pressures (preferably less than 5 joints of fluid).
Since the cold production process depends on the continuous transport of sand along the entire length of a wormhole, from its tip to the well bore, it should not be surprising that cold production wells are not long-lived. Some last for 8-10 years or more, but many do not live nearly that long. The principal cause of failure is watering out (very high water cut) generated by water influx. Once water has infiltrated a wormhole network, it can be transported rapidly to the associated well and subsequently
25
20
15
10
5
0
0 360 720 1,080 1,440
Время добычи (дней)
с песком
без песка
Деб
ит
неф
ти (
м3 /
ден
ь)
Production Time (days)
with sand
without sand
Oil
Rat
e (m
3 /d
ay)
Рис 3: Дебит нефти на месторождении (с добычей песка и без нее)
Fig 3: Field oil production rates (with and without sand production)
73ROGTECROGTEC
PRODUCTION
www.rogtecmagazine.com
to interconnected offset wells. A secondary cause of failure is lack of inflow, likely caused by a blockage near the well or farther out in the wormhole network and/or by a lack of drive. Efforts are continuing to develop technologies for the remediation and stimulation of cold production wells, but successful results have been few and far between.
International Adoption of Cold ProductionAlthough cold production was established as a successful commercial technology for heavy oil recovery in western Canada, it did not start there. Deliberate and aggressive sand production was practised in California heavy oil reservoirs (e.g. Midway, Sunset, Cat Canyon) prior to the First World War. Pays were generally much thicker than in Canadian reservoirs, in the 30-100 m range. Even without PC pump technology, individual wells reportedly produced several thousand cubic metres of sand over a 40-year life.
Producers whose assets include thin heavy oil reservoirs elsewhere in the world are viewing the success of cold
нефтеносного пласта. «Червоточины» обеспечивают улучшенный доступ к пласту. К числу преимуществ холодной добычи относится и успех этого способа при использовании на очень тонких песчаных пластах, в зонах с эффективной мощностью пласта всего 2 м.
Создание способа холодной добычи для промышленного получения вязкой нефти в Западно-Канадском осадочном бассейне с самого начала имело поддержку промысловиков. Практический опыт привел к появлению оптимальных принципов эксплуатации, используемых в самых разнообразных полевых условиях: довольно быстрое первоначальное снижение давления в пласте (за период от нескольких недель до нескольких месяцев), после которого сохраняется очень низкое давление в призабойном пространстве (предпочтительно менее 5 слоев жидкости).
Поскольку способ холодной добычи зависит от непрерывной подачи песка по всей длине «червоточины», от ее края до ствола скважины, неудивительно, что эксплуатация скважин с применением холодного способа не длится долго. Некоторые скважины эксплуатируются в течение 8—10 лет и более, хотя многие приходится оставлять до этого срока. Основной причиной невозможности дальнейшей работы является обводнение (очень высокое содержание воды) из-за попадания воды внутрь пласта. После того, как вода просочится в сеть «червоточин», она может быстро распространиться в связанную с ними скважину и затем в другие соседние скважины с общим сообщением. Вторая причина невозможности эксплуатации заключается в отсутствии притока жидкости, часто по причине закупоривания вблизи от скважины или дальше в сети «червоточин» и (или) недостаточности вытеснения. Продолжаются работы по разработке технологий, направленных на восстановление эксплуатационной пригодности и интенсификацию добычи из скважин с применением холодного способа, хотя успешные результаты до сих пор были немногочисленны.
Международное признание холодной добычиХотя способ холодной добычи и утвердился как успешная промышленная технология для извлечения вязкой нефти на западе Канады, появился он в другом месте. Целенаправленная и интенсивная добыча песка осуществлялась на нефтеносных пластах в Калифорнии (например, Мидуэй, Сансет, Кошачий каньон) еще до Первой мировой войны. Мощность пластов в целом была гораздо больше, чем в Канаде, в диапазоне 30—100 м. Даже в отсутствие технологии винтовых насосов кавитационного типа, отдельные скважины выдавали несколько тысяч кубических метров песка в течение 40-летнего срока службы.Производители во всем мире, в чьи активы входят тонкие нефтеносные пласты с высокой вязкостью
Рис 4: (Вверху) Лабораторный образец вспененной нефти при атмосферных условиях (Внизу) Лабораторная песчаная пробка, содержащая высокопроницаемый канал, сформированный в ходе экспериментальной добычи песка
Fig 4: (Top) Laboratory sample of foamy oil at atmospheric conditions (Bottom) Laboratory sand pack containing a high permeability channel generated in a sand production experiment
74 ROGTEC
ДОБЫЧА
www.rogtecmagazine.com
нефти, с интересом следят за успехами добычи холодным способом в Западно-Канадском осадочном бассейне. Ключевые параметры нефтеносного слоя, которые, по всей видимости, необходимы для успешного применения технологии холодной добычи на нефтеносных пластах в западной части Канады, включают следующее: неслежавшиеся, чистые пески (с очень низким содержанием мелких фракций); минимальная вязкость нефти; подвижность нефти; и минимальное начальное газосодержание нефти. Такие условия можно встретить на нефтяных пластах за пределами Канады (например, на Аляске, в Албании, Калифорнии, Колумбии, Казахстане, Кувейте, Омане, России, Венесуэле). В настоящее время лишь на некоторых из них ведется промышленная эксплуатация с применением холодной добычи. Чтобы ускорить отбор перспективных нефтеносных районов в разных странах с целью применения холодной добычи, возможно потребуется выполнение технико-экономического обоснования применения метода в каждом индивидуальном случае в сочетании с полевыми испытаниями.
production in the WCSB with interest. The key reservoir conditions that appear to be necessary for the cold production process to succeed in western Canadian reservoirs include: unconsolidated, clean sands (very low fines content); a minimum oil viscosity; mobile oil; and, a minimum initial gas-oil ratio (GOR). These conditions may also be found in reservoirs outside of Canada (e.g. in Alaska, Albania, California, Colombia, Kazakhstan, Kuwait, Oman, Russia, Venezuela). Currently, few of these reservoirs are being exploited commercially through cold production. In order to accelerate the screening of prospective international reservoirs for cold production, a technical examination of the feasibility of the process would likely need to be undertaken on a case-by-case basis, in combination with field trials.
Рекомендуемые скважины заполнения
Диаграмма ожидаемого истощения запасов
русловой песок
Recommended Infill Wells
Estimated Depletion Footprints
channel sand
Рис 5: Диаграмма ожидаемого истощения запасов для группы скважин с применением холодной добычи
Fig 5: Estimated depletion footprints for a group of cold production wells
75ROGTECROGTEC
PRODUCTION
www.rogtecmagazine.com
76
The Mobius Group launch “PowerTec Russia & CIS”The Mobius Group of companies, renowned marketing and print media specialist – launched their second regional title at the recent Russia Power exhibition in Moscow.
Leaders in printed marketing within the Russian and Caspian upstream O&G sector, The Mobius Group is proud to announce its push into the Russian power generation and distribution sector, with its new title “PowerTec Russia & CIS”.
PowerTec will cover the latest news, projects, investments, case studies, technology reviews & corporate interviews across the regions power generation sector.
Distributed initially on a bi-annual basis, with bi-lingual language format, PowerTec will be an important source of vital information to the regions exciting and quickly developing power generation sector.
For more information link to www.powertecrussia.com
Russia to spend RUB 40 bn for shelf explorationRussia will spend about RUB 40 bn on exploration works at the country’s ocean shelf by year 2020, Minister of Natural Resources Yuri Trutnev announced.
In 2009, shelf exploration dropped following the financial crisis. Commenting on the more than RUB 9 tn, which the Natural Resources Ministry believes is necessary to invest shelf development in the period, the minister said this money will have to be “collected from all over the world”.
Russia in 2008 spent a total of RUB 1.2 bn on shelf exploration. In 2009, the sum dropped significantly following the financial crisis.
«Mobius Group» запускает «PowerTec Russia & CIS»На выставке «Электроэнергетика России», проходившей недавно в Москве, хорошо известная группа компаний «Mobius Group», специализирующаяся на маркетинге и СМИ, объявила о запуске своего второго регионального издания.
Лидер печатных СМИ в области российского и каспийского нефтегазового сектора, группа «Mobius Group» с гордостью сообщила о своих намерениях буквально “ворваться” на российский сектор выработки и распределения электроэнергии со своим новым изданием «PowerTec Russia & CIS».
В «PowerTec» будут публиковаться последние новости, проекты, информация об инвестициях, предметные исследования, обзоры новейших технологий, а также интервью о региональной энергетике. Изначально созданный для распространения среди носителей двух языков, и выдающийся в двуязычном формате, журнал «PowerTec» станет источником важнейшей информации для регионов с существующей и быстроразвивающейся энергетикой.
Для более подробной информации перейдите по ссылке www.powertecrussia.com
Россия выделит 40 млрд. рублей на разведку месторожденийМинистр природных ресурсов и экологии Юрий Трутнев сообщил, что в период до 2020 года Россия намерена выделить 40 млрд. рублей на геологоразведочные работы, проводимые на океанском шельфе. Из-за финансового кризиса разведка месторождений значительно сократилась в 2009 году.
ROGTEC
НОВОСТИ
www.rogtecmagazine.com
77ROGTECROGTEC
NEWS
www.rogtecmagazine.com
Комментируя сумму в более чем 9 триллионов рублей, которая, по мнению Министерства природных ресурсов, требуется для разработки шельфа в указанный период, министр заявил, что её “надо собирать со всего мира”.
В 2008 году Россия потратила в общей сложности 1,2 млрд. рублей на разработку шельфа. В 2009 году финансирование геологоразведочных работ на шельфе было сокращено в связи с финансовым кризисом.
«TНK-BP» отстаивает гибкий подход к утилизации ПНГ для новых месторождений«ТНК-BP» считает целесообразным сделать более гибкими требования к утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) для новых месторождений. Как сообщил журналистам исполнительный директор «ТНК-ВР» Герман Хан, геологические особенности и условия разработки новых месторождений часто делают утилизацию ПНГ на новых месторождениях экономически нецелесообразной.
“В законодательстве, обязывающем к 2012 году довести утилизацию ПНГ до 95%, не учтены конструкции новых месторождений. На начальном этапе эксплуатации таких месторождений в связи с их технологическими и геологическими особенностями создание инфраструктуры, связанной с утилизацией ПНГ, не всегда экономически целесообразно”, — заявил он.
“В этой части должна быть какая-то гибкость со стороны государства”, — добавил Хан.Он отметил, что в целом сроки по доведению утилизации ПНГ до 95% изменять не стоит, нужно скорректировать законодательство только в части новых месторождений.
Проблема утилизации ПНГ и энергоэффективности обсуждалась на совещании в Белозерном ГПЗ с участием вице-премьера РФ Игоря Сечина.
«Газпром» заполучил болгарский блокКонсорциум во главе с «Газпромом» получил лицензию на разработку блока газовых месторождений «Провадия» на востоке Болгарии.Консорциум, состоящий из «Овергаза», совместного предприятия «Газпрома», «JKX Oil & Gas», и «Balkan Explorers», начнет разработку блока на суше площадью 1,787 тыс. кв. км., частично покрывающийся лицензиями 2007 года «B-Голица» и «В1-Голица».
Доля «Овергаза» в разработке блока будет составлять 64%. Компании «Balkan Explorers», единственным владельцем которой является «Aurelian Oil & Gas», и «JKX» будут иметь по 18%.
TNK-BP Advocates Flexible Approach to APG Utilization for GreenfieldsTNK-BP finds it expedient to make associated petroleum gas (APG) utilization requirements more flexible for greenfields.
German Khan, TNK-BP Executive Director, said to the media that greenfield subsurface specificities and development conditions frequently make greenfield APG utilization uneconomic.
“The law that obliges to bring APG utilization to 95% by 2012 does not consider greenfield structures. It is not always economically viable to set up an APG utilization infrastructure at the initial stage of operation of such fields due to their process and subsurface specificities”, he said.
“The state should exhibit some flexibility in this aspect”, Khan added.
He emphasized that there is no need to change the general deadlines for bringing APG utilization to 95%. What is needed is an amendment to the law with regard to greenfields only.
The APG utilization issue and energy efficiency were discussed at a meeting in Belozernyi GPP that was attended by Deputy Prime Minister Sechin
Gazprom bags Bulgaria blockA Gazprom-led consortium has been awarded the Provadia block in eastern Bulgaria.
The consortium consisting of Overgas, a Gazprom joint venture, JKX and Balkan Explorers will operate the 1787-square-kilometre onshore block, which is partially carved out from the 2007 B-Golitza and B1-Golitza licences. Overgas will operate the onshore block with a 64% stake. Balkan Explorers, a wholly owned subsidiary of Aurelian Oil and Gas, and JKX each will own 18%
‘Kovykta reclaim will be fair’Russia’s top energy official Deputy Prime Minister Igor Sechin recently anounced that any decision to strip TNK-BP of its licence for the Kovykta gas field in Siberia should be “fair” and that costs should be compensated. Sechin sought to reassure TNK-BP, holder of the licence for the Kovykta gas field in East Siberia, that any decision to strip the company of the licence would be fair and that any costs incurred would be taken into account. “There’s no talk of any blatant expropriation. I think we will find a solution to this issue,” he said.
TNK-BP, half-owned by BP, is involved in a decade-old dispute over Kovykta, which escalated last month when environmental watchdog RosPrirodNadzor
78
recommended the company be stripped the licence. “I don’t think the issue is so acute,” Sechin said. “The expenses incurred must be taken into account.”
Some Russian officials have said TNK-BP failed to follow obligations outlined in its licence for Kovykta, including the launch of full-scale production.
Russian billionaires are number one in EuropeRussia has the largest number of billionaires among the European countries, Forbes magazine has said. According to the Forbes’ annual list of word’s richest people, the number of billionaires in Russia has risen to 62 from 32 last year. The list of Russian billionaires widened due to 28 returnees who had fallen off last year’s list amid a meltdown in commodities, Forbes said.
Vladimir Lisin, the owner of the Russian steel giant Novolipetsk Steel, is Russia’s richest person with a fortune of $15.8 billion, according to Forbes. The tycoon occupies the 32nd position in the magazine’s list of world’s richest people. Mikhail Prokhorov, the president of Onexim Group who topped last year’s rankings, is second in the 2010 list of richest Russians with an estimated wealth of $13.4 billion. TNK-BP interim CEO Mikhail Fridman is Russia’s third richest person, with a $12.7- billion wealth.
RWE Group Signs MoU for Exploration Activities in AzerbaijanThe RWE Group and the State Oil Company of the Republic of Azerbaijan (SOCAR) have signed a memorandum of understanding to draw up an agreement for the hydrocarbon exploration and development for the Nakhichevan perspective structure in the Azerbaijan sector of the Caspian Sea.
The memorandum of understanding was signed in Baku by the President of SOCAR, Rovnag Abdullayev, and Dr. Jürgen Großmann, Chairman of the Board of Management of RWE AG. As a result, RWE will also be able to grow in the upstream sector. The agreement relates to the Nakhichevan structure in the Caspian Sea, about 50 kilometers off the coast of Azerbaijan
China Oil demands jumps “astonishing 28%”China’s demand for oil jumped by an “astonishing” 28% in January compared with the same month a year earlier, the International Energy Agency (IEA) says. The body added that demand for oil in 2010 would be underpinned by rising demand from emerging markets, with half of all growth coming from Asia. But the IEA predicted demand in developed countries would fall by 0.3%. The IEA has increased its global oil demand forecast for 2010 by 1.8% to 86.6 million barrels a day. Russia is building new transport infrastructure linking the promising fields of Eastern Siberia to China to satisfy China’s energy thirst.
ROGTEC
НОВОСТИ
www.rogtecmagazine.com78
‘Решение об отзыве лицензии на Ковыкту будет справедливым’Вице-премьер РФ Игорь Сечин, ответственный по вопросами энергетики, объявил, что решение об отзыве лицензии «TНK-BP» на Ковыктовское газовое месторождение в Сибири, будет “справедливым”, и что все затраты должны быть учтены.
Сечин пытался заверить «TНK-BP», владельца лицензии на Ковыктовское газовое месторождение в Восточной Сибири, что решение касательно отзыва лицензии у компании будет справедливым, и что все понесённые затраты будут учтены.
“Речь не идет о грубой экспроприации. Думаю, мы найдем решение этого вопроса”, - сказал он.Компания «TНK-BP», наполовину принадлежащая BP, на протяжении десяти лет была вовлечена в десятилетний спор о ковыктинском вопросе. Даная проблема обострилась в прошлом месяце, когда Федеральная служба по надзору в сфере природопользования предложила лишить компанию лицензии.
“Я какой-то остроты в этом вопросе не вижу, - сказал Сенчин. - Надо учитывать и затраты”. Некоторые российские чиновники заявили, что компания «TНK-BP» не смогла выполнить обязанности, возлагаемые по этой лицензии на Ковыктинское месторождение, включая запуск полномасштабного производства.
Российские миллиардеры самые численные в ЕвропеСогласно данных журнала «Forbes» Россия признана европейским лидером по числу миллиардеров. Согласно ежегодному списку самых богатых людей мира, составляемому «Forbes», за год число миллиардеров в России увеличилось с 32 до 62 человек. Список российских миллиардеров увеличился столь значительно в основном за счет возвращения тех 28 человек, которые выбыли из него в прошлом году в связи с обвалом сырьевых цен и жилищного рынка, - заявил журнал «Forbes».
Согласно «Forbes», самым богатым россиянином стал основной владелец группы «Новолипецкий металлургический комбинат» Владимир Лисин, состояние которого оценивается в 15,8 млрд. долларов США. В рейтинге самых богатых людей мира этот магнат занял 32-ую строку. Михаил Прохоров, президент группы «ОНЭКСИМ», возглавлявший список самых богатых россиян в прошлом году, в 2010 занял второе место, его состояние оценивается в 13,4 млрд. долларов США. Михаил Фридман, совладелец «TНK-BP», занял третье место самых богатых людей России, его состояние оценено в 12,7 млрд. долларов США.
ROGTEC
НОВОСТИ
www.rogtecmagazine.com78 ROGTEC
НОВОСТИ
www.rogtecmagazine.com
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. ROGTEC20
What is your position in the company and how long have you held this?I manage the Seismic Micro-Technology Europe Ltd. operations based in Croydon, U.K. and am the Vice President European, African and Russian Operations. I joined SMT just over 7 years ago to open up our first international office and we have been aggressively growing the business since then.
How long have you been in business in Russia and the Caspian?We have covered business opportunities in Russia for more than 15 years. In Fourth Quarter 2005 the Croydon office took on board Pavel Morozov to cover sales in Russia and the former Soviet Union Countries. The success of this business led us to open a full sales and support office in Russia, based in Moscow. This was opened in mid-2008 with Nikolay Kutsenko as Country Manager and ably supported by several staff members.
What companies have you worked with in the Region?We have worked with quite a number of different sized companies both based in Russia and operating in the CIS region, additionally having good relationships with a number of companies in Kazakhstan. These include such companies as the Rosneft group of companies, the KazmunaiGaz Group, Lukoil Overseas, PGS, CGG and Fugro. In total, there are more than 70 we have worked with in the region.
What is your most recent success in the market?SMT has enjoyed continued business success with Gazprom companies, working on both Russian and International projects, and Rosneft and developed business opportunities with Zarubezhneft and AGIP KCO as well as Block N Operating Company. Have you and any recent product launches for the region? We have had a number of releases that offer new functionality that is critical for this region. For example,
Какова Ваша должность в компании и как давно Вы ее занимаете?Уже около 7 лет я руковожу подразделением Seismic Micro-Technology Europe Ltd. в должности вице-президента по европейскому, африканскому и российскому регионам. Наш британский офис, находящийся в Кройдоне, одном из районов Лондона, – первый офис компании за пределами США и мы продолжаем придерживаться политики энергичного роста с момента своего открытия.
Как давно вы работаете в России и в Каспийском регионе?Мы сотрудничаем с российскими компаниями уже более 15 лет. С конца 2005 г. развитием продаж в России и странах бывшего СССР в нашей компании занимался Павел Морозов. Благодаря достигнутым успехам на российском рынке, в середине 2008 г. был открыт офис в Москве. Этот офис, в котором работают высококвалифицированные сотрудники, возглавляет наш региональный директор Николай Куценко.
С каким компаниями в регионе вы работаете?Мы работаем с довольно большим количеством крупных и средних компаний, как в России, так и в странах СНГ, среди которых, хотелось бы выделить Казахстан, где мы весьма успешно развиваемся в последнее время. В числе наших клиентов такие компании, как Роснефть, КазМунайГаз, Лукойл Оверсиз, PGS, CGG и Fugro. В общей сложности, нашими клиентами в данном регионе являются более 70 компаний.
Каков ваш последний успех на рынке?Компания SMT рада своему долгому и плодотворному сотрудничеству с подразделениями Газпрома, работающими по российским и международным проектам, а также с НК Роснефть. Переспективное развитие нашех отношений сложилось с такими компаниями как Зарубежнефть, AGIP KCO, а также Block N Operating Company (подразделение КазМунайГаза).
ИНТЕРВЬЮ
ROGTEC Интервью с Кеном Гардинером, вице-президентом компании Seismic Micro-Technology Europe, Ltd
The ROGTEC Interview: Ken Gardiner from Seismic Micro-Technology Europe, Ltd
80 ROGTEC80 ROGTEC80 ROGTEC www.rogtecmagazine.com
we released a new product line called KINGDOM Advanced that is specifically tailored for the types of organizational needs in this region. And with our upcoming release, we plan to have Russian language support for our geoscience solutions.
What is your favourite band and track?My current favourite band and track of the moment has to be driving music such as Chris Rea and “The Road to Hell” so I can enjoy getting out in a Nissan GTR which I just bought 6-weeks ago. And yes it’s a great car to drive.
Where in the world would you most like to visit and why?I enjoy travel, but as I am always on the move for business, the place(s) I most like to visit are holiday destinations such as the South Luangwa Valley in Zambia for safaris and great, but infrequent, spotting of leopards.
What is your favourite sport, and what team do you support?My favourite sport is both a leisure activity, and as everyone will appreciate, a frustrating game, golf. I am a member of Banstead Downs Golf Club in Surrey. As regards a team sport I enjoy football and watching Manchester United play.
What are your thoughts on the Russian oil and gas market through to the end of this year and beyond?The steadying of the world’s economies and the steady rise in the price of oil to a reasonable but sustainable level has benefitted all countries where oil exploration and development is carried out. Particularly in Russia where there are large un-tapped areas to be explored. The current economic climate in Russia makes it feasible to carry out oil exploration and bring new projects online and will definitely benefit the Russian oil and gas market through 2010 and beyond.
Выводили ли вы в последнее время новые продукты на рынок в этом регионе? В последнее время мы выпустили несколько релизов, которые предлагают новые возможности, так необходимые на российском рынке. К примеру, мы выпустили новую линию продуктов KINGDOM Advanced, которая разработана с учетом потребностей компаний, работающих в данном регионе. Следующим шагом в развитии наших решений для интерпретации и анализа геологических и геофизических данных должен стать новый релиз с поддержкой русского языка.
Ваша любимая музыкальная группа и композиция?На данный момент, мне больше всего нравится музыка, которую приятно слушать в дороге, например Chris Rea “The Road to Hell” (Крис Ри «Дорога в Ад»). Я люблю слушать такую музыку за рулем своего Nissan GTR, который приобрел полтора месяца назад, и, конечно, я получаю огромное удовольствие от вождения этой машины.
Какое место на планете Вы больше всего хотели бы посетить и почему? Мне нравится путешествовать, но поскольку постоянно нахожусь в пути по работе, отдаю большее предпочтение туристическим направлениям. Например, сафари в национальном парке Южной Луангвы в Замбии, с прекрасной возможностью изредка увидеть леопардов.
Какой Ваш любимый вид спорта и за какую команду Вы болеете?Мой любимый вид спорта совмещает в себе приятный отдых, хотя, по мнению многих, весьма противоречив, благодаря большому колличеству различных факторов, которые сложно учесть – это гольф. Состою в гольф-клубе Banstead Downs, в Сюррее. Из командных видов спорта нравится футбол, болею за Манчестер Юнайтэд.
Что Вы думаете о перспективах российского нефтегазового рынка до конца этого года и в дальнейшем?Стабилизация мировой экономики, а также постепенный рост цен на нефть, конечно же, благополучно отразился на странах, в которых ведется разведка и добыча полезных ископаемых. В частности, в России есть много областей в которых разведка пока не проводилась. Нынешний экономический климат в регионе создает целесообразные условия для продолжения проведения разведки и создания новых проектов, что, безусловно, благоприятно отразится на рынке как в 2010 г., так и в будущем.
81ROGTECROGTEC
INTERVIEW
www.rogtecmagazine.com
Сведения о Рекламодателях Advertisers Index
adipec.com neftegaz-expo.ru
41 p.73
apl.no otcnet.org
p.09
slb.com
p.37
obc
carbovac.com rogtecmagazine.com
p.17
sercel.com
ifc & ibc
p.13
eage.ru rosneft.com
P.51 & p.57
seismicmicro.com
p.45
p.15
www.rogtecmagazine.com82 ROGTEC82 ROGTEC82 ROGTEC
ite-exhibitions.com roxar.com
p.05, 29, 43, 61 & 71
tenaris.com
p.55
p.25
PowerDrive X5Бурите продуктивно!
Бурить продуктивно означает достигать проектной глубины скважины за наименьшее время,а также оптимально располагать скважины в продуктивном горизонте. Уникальная технология полного вращения, используемая в наших управляемых роторных системах, позволяетвыполнить больший объем бурения в сутки, и вы получаете качественный ствол скважины, который облегчает цементирование и спуск обсадной колонны.
«Наша коллективная работа существенно повысила техническую и экономическуюэффективность бурения. Применение технологии PowerDrive* значительно повысило скорость проходки. Использование процесса PERFORM* для анализа технологических рисков позволило нам избежать осложнений в ходе бурения»,— отметил В.И. Кайдалов, начальник департамента бурения нефтяной компании ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз».
Наши технологии и специалисты помогут вам бурить быстрее на всех этапах —от планирования до спуска колонн.
www.slb.com/powerdrivex5www.slb.ru
Мировой опыт | Инновационные технологии | Измеримый результат
ТЕХНОЛОГИЯ ПРОДУКТИВНОГО БУРЕНИЯ
*Мар
ка Ш
люм
берж
е. ©
201
0 Sc
hlum
berg
er. В
се п
рава
защ
ищен
ы. 1
0-DR
-012
8
Нантес, Франция (+33) 2 40 30 11 81 • [email protected]
Хьюстон, США (+1) 281 492 6688 • [email protected]
В Л Ю Б О М М Е С Т Е . В Л Ю Б О Е В Р Е М Я . В С Е ГД А .
Производственные записи более чем 17000 VP (точек возбуждения) в день на Среднем востоке, сделанные системой для сейсморазведки Sercel уже доказали ее операционную эффективность. Предлагая разнообразный портфель продуктов от контроля поставщиков до контроля качества, Sercel предоставляет усовершенствованное наземное оборудование для любого приложения.
428XL: СПОСОБНОСТь РАБОТы С БОЛьШиМ чиСЛОМ кАНАЛОВ
Регистрация 100 000+ каналов в реальном времени
Ve464: СиНХРОНизиРОВАННый кОНТРОЛЛЕР РАзВЕРТыВАНиЯ
Новейшие вибросейсмические технологии (HFVS, HPVA, ISS, DSSS)
nomAD 90: САМый ТЯжЕЛый ВиБРАТОР
Высокая пиковая сила (90000 фунтов)
www.sercel.com
Наземная сейсморазведкаУсовершенствованная
система для сейсморазведки
SE_Land_ROGTECH_HalfPage_v1.indd 19 1/29/10 6:27:32 PM
Russian O&G Tenders Unlock the Potential!
Want to increase your business in Russia? Gain access to daily short, medium and long term O&G tender announcements
from the majority of Russian operators through our tender alert service.
Can you afford to miss out?
For more information please contact [email protected] or call +350 2162 4000
www.rogtecmagazine.com/tenders.php
