ROGTEC Magazine - Russian Oil & Gas Technologies - News, Reviews & Articles

ROGTEC Magazine - Russian Oil & Gas Technologies - News, Reviews & Articles

Monday, March 28th, 2011

Атмосферный воздух под контролем

Охрана чистоты атмосферного воздуха является одним из приоритетных направлений экологической политики ОАО “Татнефть”. С этой целью эффективно внедряются различные воздухоохранные технологии.

На объектах компании функционируют 43 установки улавливания лёгких фракций углеводородов (УЛФ). Использование установок УЛФ не только улучшило состояние воздушной среды, но и сократило технологические потери из резервуаров. С начала внедрения УЛФ (1991 г.) выбросы углеводородов в атмосферу сокращены в 4,5 раза, дополнительно получено 1,4 млн т углеводородного сырья. Количество углеводородов, уловленных этими установками в резервуарных парках ОАО “Татнефть” за 2010 год, составило около 60 тыс. т.

В результате выполнения воздухоохранных мероприятий в целом по компании за последние 20 лет валовые выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух сократились в 3,15 раза (на 68%). Все выбросы от стационарных источников в атмосферный воздух находятся в рамках установленных нормативов предельно допустимых выбросов.

Природоохранная деятельность “Татнефти” продиктована не только экономическими выгодами и жесткими экологическими требованиями, но и ответственностью компании перед собственным персоналом и обществом в целом.

source www.tatneft.ru

Share in top social networks!


Monday, March 28th, 2011

Состоялось очередное заседание совета директоров ОАО “Татнефть”

26 марта 2011 г. в Кабинете министров Республики Татарстан (г. Казань) состоялось очередное заседание совета директоров ОАО “Татнефть”.

Совет директоров рассмотрел итоги исполнения бюджета ОАО “Татнефть” за два месяца 2011 года и утвердил бюджет на апрель и второй квартал текущего года.

Заслушана информация о внедрении новых технологий разработки и эксплуатации месторождений и мерах по существенному повышению эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в “Татнефти”. За счет третичных методов повышения нефтеотдачи пластов в 2010 году было добыто более 5,3 млн тонн нефти, за счет применения гидродинамических методов повышения нефтеотдачи – более 6,2 млн тонн; 44,8% от всего объема извлеченной нефти было добыто с применением МУН.

Обсужден ход использования интеллектуальных систем в нефтедобыче на поздней стадии разработки. Для реализации этой программы выбран третий блок Березовской площади. В рамках данного проекта получен участок разработки, оснащенный средствами измерения большого количества параметров работы скважин, что позволяет значительно повысить качество работы с существующим фондом. Участок является идеальным полигоном для проведения экспериментальных работ, обучения специалистов геологической и технологической служб компании. Следующим этапом проекта станет создание методических подходов по управлению ходом разработки месторождений с использованием автоматизированных средств контроля.

На совете директоров рассмотрен вопрос об аудиторе ОАО “Татнефть” для осуществления обязательного аудита годовой финансовой отчетности за 2011 год, подготовленной в соответствии с российскими правилами бухгалтерского учета. Принято решение рекомендовать годовому общему собранию акционеров утвердить аудитором ЗАО “Энерджи Консалтинг/Аудит” сроком на один год.

Уточнена дата проведения годового общего собрания акционеров компании по итогам работы за 2010 год – оно состоится 23 июня текущего года во Дворце культуры “Нефтьче” в Альметьевске.

Совет директоров также рассмотрел ряд других вопросов финансово-хозяйственной деятельности ОАО “Татнефть”.

Source www.tatneft.ru

Share in top social networks!


Tuesday, March 22nd, 2011

«Татнефть» внедряет новую информационно-аналитическую систему

В Компании «Татнефть» для принятия оперативных управленческих решений и контроля за их выполнением внедряется  информационно-аналитическая система «Монитор руководителя».

Опытно-промышленная эксплуатация информационно-аналитической системы успешно проведена на базе нефтегазодобывающего управления «Елховнефть» в 2010 году. Внедрение программы осуществлялось совместно со специалистами отделов и служб НГДУ «Елховнефть», работниками службы проектов SAP и систем управления корпоративными ресурсами ОАО «Татнефть», консультантами ЗАО «Энерджи Консалтинг/Корпорэйт Ай Ти Солюшнс» и компанией «Современные Интернет Технологии».

Данная система на основе показателей ежемесячной отчетности по направлениям деятельности управления позволяет руководителю в наглядной форме отслеживать динамику основных производственных показателей по добыче и подготовке нефти, поддержанию пластового давления, разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, потреблению и расходу энергоресурсов. Также отслеживаются показатели выполнения приказов по нефтегазодобывающему управлению, исполнения инвестиционной программы, ремонта скважин, материально-технического снабжения, землепользования, количественного и качественного состава персонала.

Одним из преимуществ информационно-аналитической системы является интеграция с другими программными комплексами, то есть возможность получения данных из различных информационных баз. Внедренный информационно-аналитический комплекс позволяет охватить всю производственно-хозяйственную деятельность управления и обеспечить оперативной информацией руководителей всех уровней аппарата управления НГДУ.

В перспективе планируется использование и других возможностей системы: будет реализована технология доступа с планшетного мобильного устройства, расширен доступ к имеющимся корпоративным информационным системам. Также в дальнейшем в информационно-аналитической системе, внедренной в НГДУ «Елховнефть», будут отражаться показатели производственной деятельности филиала ОАО «Татнефть» в Туркменистане.

Source: www.tatneft.ru

Share in top social networks!


Friday, March 18th, 2011

Интервью с Эриком Блоссомом, Директором по России и странам СНГ, INOVA

Насколько мне известно, недавно в INOVA произошли изменения – какова ваша должность и как давно вы  ее занимаете?
Компания INOVA Geophysical была образована в марте 2010 года в результате слияния ION Geophysical и BGP – крупнейшей в мире геофизической сервисной компании. Новое предприятие было выгодно обеим компаниям: ION было необходимо опробовать свои новые разработки на практике, а BGP получило доступ к передовым технологиям. Такое новоприобретенное ДНК позволило компании INOVA выйти на рынок с очевидным конкурентным преимуществом.

Я пришел в компанию в ноябре 2010 года на должность директора по России и странам СНГ с основной задачей – улучшить клиентский сервис INOVA на рынке данного региона. Ключевым фактором успеха является расширение наших возможностей на региональном уровне. Поскольку в прошлом наша компания была представлена не более чем предприятием по продаже оборудования, сейчас мы работаем над тем, чтобы предоставлять клиентам такой же уровень клиентского сервиса, как если бы они обратились в наш головной офис.

Крупным шагом на пути к этой цели стало установление партнерских отношений с компанией xPort Group, располагающей локальным парком арендного оборудования и запчастей в регионе. Они на этом рынке уже довольно давно и хорошо знают свою работу. Мы надеемся, что наше сотрудничество с xPort Group позволит нам увеличить наши возможности на рынке аренды оборудования. Эффективно используя наши сильные стороны,  мы сможем в целом повысить качество услуг, предлагаемых нашим клиентам.

Как давно Вы лично знакомы с российским рынком? Каков Ваш опыт в нефтегазовой отрасли региона?
Изначально я приехал в Россию семь лет назад, чтобы организовать открытие филиала компании ION в Москве. Занимая различные должности в компании, я и раньше ездил по России и Центральной Азии.

Одна из сложностей работы в Сибири и других удаленных районах на критически важных по времени проектах – наличие в распоряжении прочного, надежного оборудования. Рассматривая кабельные наземные регистрирующие системы ARIES II производства INOVA и вибраторы AHV-IV несложно увидеть, что именно они являются лучшими продуктами данного класса для условий, в которых мы работаем.

Со времени образования INOVA, как продвигается бизнес компании в России? Каковы ваши прогнозы на ближайший год?
Я думаю, что период кризиса и экономического спада в нефтегазовой отрасли был тяжелым для всех. Сейчас же, мы наблюдаем постоянный рост и в России, и за рубежом. Мы только что объявили о продаже тринадцати тысяч каналов ARIES II для снаряжения проектной команды в Южном Ираке; наш бизнес также успешно продвигается в Каспийском и Арктическом регионах России.

Каковы ваши последние успехи на рынке?
Я должен сказать, что установление партнерства с xPort Group и подготовка почвы для повышения уровня клиентского сервиса стали нашими самыми яркими успехами с ноября. Эти достижения позволят нам улучшить качество сервиса настолько, насколько ранее это не представлялось возможным.

В первую очередь, мы планируем инвестировать значительные средства (свыше 10 млн. долларов) в парк арендного оборудования, а также у нас будет склад с  достаточным количеством и ассортиментом запчастей. Это значительно сократит время производственного цикла и обеспечит удобство технического обслуживания нашего парка установленного оборудования, что позволит нам лучше удовлетворять потребности клиентов в короткие сроки.

Какую продукцию вы выпустили на рынок региона в последнее время?
Очень хорошо продвигаются на рынок наши наземные регистрирующие системы ARIES II. Эта серия оборудования успешно используется в арктических условиях благодаря своей износостойкости и надежной системе телеметрии. Сама система поддерживает до 60 000 каналов, а также имеет другие характеристики, пользующиеся растущим спросом на рынке – такие, как постоянная запись микросейсмических данных. Несомненно, это самая прочная система: она производится из пулестойких поликарбонатов, алюминия авиационного качества и нержавеющей стали. Только эта система обладает возможностью работы в переходной зоне суша-море на глубине до 75 метров.

Во-вторых, мы ожидаем, что наша новая модель вибратора AHV-IV Commander также будет иметь успех в регионе благодаря более прочной опорной плите u1080 и модернизированной гидравлической системе, которые обеспечивают увеличение основного усилия и уменьшение гармонических искажений. Эти новейшие разработки дают нашему оборудованию значительное преимущество перед продукцией конкурентов, в которой указанные выше характеристики являются слабым звеном.

Поисково-разведочные работы для многих компаний зачастую уходят на второй план во времена сложных экономических условий. Что делают Роснефть и BP для того, чтобы оживить интерес к геологоразведочным работам в регионе?
Думаю, мы все надеемся, что новые проекты привнесут в сложившуюся ситуацию некоторую стабильность. Последнее время было трудным для всех, включая и нефтяные компании, но чем больше международных участников рынка придут в Россию работать над интересными проектами, тем лучше. Это поднимет имидж России в аспекте инвестиционной привлекательности и будет так же полезно для местных геофизических компаний. Перспективные территории в России закончатся еще не скоро.

И в заключение, что Вам больше всего нравится в Москве?
Мы с семьей живем в Москве уже довольно давно, и мне нравится ее энергетика. Для меня лично, каждый день приносит что-то новое. Москва – это постоянно развивающийся город, который всегда готов преподнести новые сюрпризы.  С точки зрения бизнеса, в Москве по-прежнему масса возможностей и все еще впереди.

Share in top social networks!


Friday, March 18th, 2011

Российский шельф: раскрывая потенциал Часть 2: Каспийский регион

Марк Томас

Bто время, как Арктический регион еще только открывает свои двери, проекты в другом российском шельфовом секторе – северной части Каспийского моря, уже уверенно продвигаются вперед.

В мелководных акваториях от Азербайджана до российских берегов, такие компании как Лукойл, уже обеспечили свою главенствующую роль в этом регионе. Открыто восемь крупных месторождений и определено еще 16 перспективных структур, а ресурсы уже оцениваются свыше 1 миллиарда тонн в эквиваленте извлекаемой нефти.

В прошлом году Лукойл получил первую нефть на открытом в 2000 году месторождении имени Юрия Корчагина. Ожидается, что ледостойкий нефтедобывающий комплекс произведет извлекаемых запасов в объеме почти 29 миллионов тонн нефти и 63 миллиарда кубометров природного газа. На сегодняшний день компания-оператор уже вложила в этот проект около 1 миллиарда долларов.

Вслед за этим первопроходческим проектом, в 2014 году планируется разработка месторождения имени Владимира Филановского, а еще через 2 года начнутся работы на нефтегазоконденсатных месторождениях Сарматское и Хвалынское. Все это будет способствовать росту создаваемой сейчас в Астрахани логистической инфраструктуры.

По оценкам Лукойла, развитие этих и других нефтяных месторождений региона в ближайшие 10 лет потребует строительства до 28 новых платформ и свыше 1000 км трубопроводов, что представляет собой дополнительные капиталовложения в объеме нескольких миллиардов долларов.

Многие наблюдатели сегодня считают Каспийский регион испытательным полигоном для опробования возможностей развития крупномасштабных шельфовых проектов в России, опыт которых впоследствии может использоваться и на континентальном шельфе.

Другие игроки нефтяного рынка также признают этот факт. Шведская компания Lundin Petroleum планирует возобновление оценочных работ на структуре Морская в российском секторе Каспийского моря после завершения переговоров с их новыми потенциальными партнерами. Выявленная в 2008 году структура расположена в Лаганском блоке, где Lundin недавно завершила годовую рабочую программу, включая получение 3D-сейсморазведочных данных по площади 103 кв. км.

Дальний Восток
Несомненно, наиболее заметным в секторе континентального шельфа России до сегодняшнего дня был Сахалин. Налаживанию добычи углеводородов на проектах Сахалин-I Сахалин-II в столь суровых природных условиях способствовало привлечение иностранных инвестиций и технологий.

Шельфы Дальнего Востока, а также Восточной Сибири, как известно, имеют значительные перспективы крупномасштабных разработок, где потенциальные ресурсы исчисляются миллиардами тонн в эквиваленте извлекаемой нефти. Большая часть этих запасов концентрируется в Охотском, Чукотском, Беринговом и Восточно-Сибирском морях. Выявлено свыше 20 нефтегазоносных структур.

И все же, наиболее передовым остается сахалинский шельф, где Exxon, Shell, Marathon и другие компании уже многого достигли в организации эксплуатационных проектов в восточном и северо-восточном регионах.

Компания Exxon Neftegas Limited, подконтрольная ExxonMobil, недавно запустила производство на месторождении Одопту проекта Сахалин- I. Ожидается, что в этом году объемы добычи на проекте Сахалин-I за счет эксплуатации данного месторождения увеличатся на 11 миллионов баррелей (1.5 миллиона тонн). В заявлении компании говорится, что запуск проекта состоялся в срок и в рамках предполагаемого бюджета.

Буровые работы при разработке Одопту были выполнены на мировом уровне и включали бурение семи скважин увеличенной досягаемости. Проект Сахалин-I использует одну из мощнейших в мире наземных буровых установок, сделавшую возможным бурение горизонтальных скважин под Охотским морем в нефтяной пласт Одопту, удаленный на более чем 9 км от берега.

Проект Сахалин-I включает поэтапную отработку месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги, где совокупные ресурсы оцениваются в 2.3 миллиардов баррелей (307 миллионов тонн) нефти и 17 триллионов кубических футов (485 миллиардов кубометров) природного газа. Первым этапом отработки проекта стало месторождение Чайво, вошедшее в эксплуатацию в 2005 году. В 2011 году производство на месторождении Одопту  составит около 30000 баррелей в сутки; таким образом, общий объем производства Сахалин-I достигнет 156000 баррелей в сутки.

На следующих этапах проекта начнется отработка месторождения Аркутун-Даги, а также будет увеличено производство и продажи газа на месторождении Чайво. Эти последующие этапы обеспечат будущее производство для проекта на много лет вперед, говорит компания-оператор.

Основная деятельность по ближайшей разработке месторождений в этом регионе на сегодняшний день наблюдается на проекте Сахалин-III компании Газпром, выбравшей для разработки Киринского месторождения в рамках данного проекта подводный добывающий комплекс.

Примечательно, что это первый в российской практике случай, когда для разработки будет использоваться полностью подводный добывающий комплекс. Оператором проекта является компания FMC Technologies, недавно подписавшая соглашение о намерениях, по условиям которого Grenland Group произведет и доставит манифольд с фундаментом и две защитных конструкции для использования на месторождении. Поставка запланирована на второй квартал 2011 года, а общий вес оборудования составляет почти 450 тонн.

Месторождение расположено на глубине около 90 метров в Киринском блоке проекта Сахалин-III, на шельфе острова Сахалин в 28 км от берега. По словам компании, в ближайшие три года Газпром планирует осуществить доразведку и провести оценку запасов месторождения.

Также в состав проекта Сахалин-III входят Восточно-Одоптинский и Айяшский блоки. Газпром оценивает текущие выявленные запасы газа на территории проекта Сахалин-III в объеме 1.4 триллиона кубометров. Транспортировка газа будет осуществляться по трубопроводу Сахалин-Хабаровск-Владивосток.

Вдобавок к вышеуказанным шельфовым секторам, развивающиеся нефтегазоносные комплексы России также имеются и в других перспективных регионах, включая Балтийское, Черное и Азовское моря, где разведочные работы велись ранее и ведутся сейчас, и где в некоторых случаях уже велась эксплуатация.
Количество проектов, потенциально планируемых к эксплуатации по всему российскому шельфовому сектору, почти слишком многочисленно для упоминания. Но сектор уже подготовлен к тому, чтобы стать одним из неизбежно самых инновационных и эффективных мировых шельфовых разработок, и потребуется как адаптация существующих технологий, так и внедрение новых технологических достижений, если шельфовое будущее России должно сравниться с ее невероятными прошлыми достижениями в добыче углеводородов на суше.

Share in top social networks!


Friday, March 18th, 2011

Русская Арктика “тает” от сделки Роснефти и Бритиш Петролеум

Марк Томас

Российский арктический шельф стал одним из наиболее пристально рассматриваемого пограничного нефтегазового сектора во всём мире, благодаря инновационной  сделке между Роснефтью и ВР. Но, в то время как большинство западных обозревателей выбрали наблюдать за тем, какую выгоду несёт соглашение английскому нефтяному гиганту, для кого-то  большой вопрос заключается в том – “Какое будущее ожидает Российский арктический шельф в связи
с этой сделкой?”

Соглашение между Роснефтью и ВР дало сильный толчок в раскрытии возможностей российского арктического шельфа, потому что эта территория  остаётся единственным нетронутым огромным ресурсом для доступа к новым углеводородным запасам.

Вместе с несколькими западными нефтяными гигантами, в последние годы стремившимися занять первые места в очереди для исследования российской территории в Арктике, включая таких как Exxon Mobil, Total Shell, ConocoPhilips и Statoil, и это еще не все из них,  гигантская сделка ВР предоставляет компании не имеющее равных место для разведки в России – на зависть всем конкурентам.

Для крупнейшего оператора Соединённого Королевства основная мотивация в это деле проста: Он получит доступ к 125.000 квадратных километров наиболее перспективной территории в Южном Карском море, которое по российским оценкам, может содержать около 35 миллиардов баррелей нефти и 10 триллионов кубических футов (1 фут равен 30, 48 см.) природного газа.

“ потенциал роста крупнейшей нефтяной компании всё больше и больше определяется её способностью проникать сквозь земли государственных нефтяных компаний” – говорится в исследовательской заметке аналитиков компании  Bernstein Research.

ВР блестяще достигло этого, и эту стратегию компания применяет в глобальном масштабе, осторожно продвигаясь подальше от своего кошмара с  Deepwater Horizon в мексиканском заливе. Например она (ВР), спустя лишь несколько недель, открыла тайну о партнёрстве с Reliance Industries, которая так же ей даёт доступ к огромным территориям в приграничном глубоководье Индии.

Парадоксально, но нависшая над компанией угроза, последующая за аварией на  Horizon,  помогла укрепить её взаимоотношения с Россией. Кажется, что российское правительство высоко оценило всё то, что пережила ВР и тот факт, что она осталось целой и невредимой.

Опыт компании полученный в мексиканском заливе дал ей одно  конкурентное преимущество, на которое мы будем полагаться во время разработки шельфовых месторождений – примерно так выразился Игорь Сечин, заместитель российского премьер-министра и председатель Роснефти.


Премьер-министр Владимир Путин с этим согласился, выразив это же мнение в типичной сардонической манере, цитируя старую русскую пословицу: “За одного битого двух небитых дают.”

Но опять-таки вопрос : “Что России с этого?”

С точки зрения Роснефти на будущее – компания получит выгоду, так как большинство сегодняшней нефтяной продукции поступает из  приходящих в упадок регионов Урала и Западной Сибири. В то же время она признаёт, что на сегодняшний день ей не хватает как технического ноу-хау, так и доступных финансовых средств, для того, чтобы «распаковать» потенциально несметные прибрежные сокровища Арктики. ВР же, конечно, обладает высокими исследовательскими и разрабатывающими технологиями, кадрами, опытом управления проектами и доступными фондами, чтобы помочь России достичь её целей роста.

Конечно, вначале им придется преодолеть возражения англо-российского СП ТНК-BP, которые привели к тому, что российские акционеры компании заблокировали сделку через судебный запрет из Лондона. Учитывая, что руководство ТНК-BP пытается получить возможную роль участника альянса головной английской компании с Роснефтью, а совет директоров ТНК-BP активно дискутирует на эту тему по мере того, как этот выпуск ROGTEC направляется в печать, сложившаяся ситуация кажется больше делом арбитража, нежели спором, могущим привести к разрыву сделки.

В отношении прибрежных территорий Россия остаётся в основном не тронутой, кроме единственного региона – Сахалина, на настоящий момент имеющего действующие месторождения, эксплуатируемые  в арктических условиях.  Готовятся проекты, которые вступят в действие через 5 или 6 лет, в особенности флагман Газпрома – месторождение Штокман, что в Баренцевом море, но есть большие сомнения, что они реализуются в запланированный срок.

Менее значительные проекты реализуются раньше, такие как нефтяное месторождение Приразломное в Печорском море и Каменномысское газовое месторождение  в Обской губе . Но большая часть расточающихся наблюдателями предсказаний сконцентрировано на Штокманском проекте, продвигающемуся к запуску датированному к 2016 или 2017 году.  Кто-то скажет, что это слишком оптимистично, особенно при изменяющемся характере мирового газового рынка, вызванного появлением в мире более дешёвого сланцевого газа.

Стратегический альянс  между ВР и Роснефтью, первое крупное деловое партнерство между государственной и международной нефтяными кампаниями, полагает, что Роснефть берёт 5 % простых голосующих акций в обмен на приблизительно 9,5% акций Роснефти. Они создадут совместную компанию (Роснефть 66.67% ВР 33.33%).

Согласно соглашению, первым делом развернутся действия в южном Карском море, но мало кто считает, что все ограничится только этой территорией, хотя она и очень велика.

Сначала эти две компании  исследуют и разработают три лицензии – Восточно-Приновоземельский участок 1-й, 2-й и 3-й, которые находятся на арктическом континентальном шельфе.  Эти лицензии на северные российские побережья были присуждены Роснефти в прошлом году и обе компании делают ставку на обнаружение существенных запасов нефти и газа, не смотря на то, что могут уйти годы на то чтобы найти, оценить и разработать первые открытия. Так, что в отношении забронированных запасов, прибыль можно увидеть не раньше конца этого десятилетия.

Так же, для многих большое значение представляет собой соглашение  между двумя компаниями о создании арктического технологического центра в России, который будет работать с ведущими российскими и международными институтами, конструкторскими бюро и университетами, « чтобы разрабатывать технологии и инженерную практику по безопасной добыче углеводородных ресурсов из арктического шельфа».  Технологический центр будет использовать достижения ВР в области изучений и опыта по глубоководью,
при полном акценте на безопасность, целостности окружающей среды и способностью экстренно реагировать на утечки.

Они так же согласились продолжать совместные технические исследования в российской Арктике, чтобы оценить углеводородную перспективу в районах за Карским морем –
Другими словами арктический континентальный шельф для них по сути большое игровое поле.  Главный исполняющий директор ВР Боб Дидли (бывший глава ТНК-ВР, и имеющий большой опыт в отношениях с российскими государственными структурами), сказал, что по соглашению они будут «совместно исследовать  самые многообещающие места в российской Арктике, одном из последних оставшихся неизученном бассейне».

Президент Роснефти, Эдуард Худайнатов, назвал это шагом, который значительно продвинет вперёд стратегию его компании в отношении удалённой от берега нефтегазовой добычи,  а также продвинет вперёд стратегию государства в отношении этого дела.

Эта стратегия должна принести пользу.   Потребность у России найти и разработать её прибрежные арктические ресурсы – первостепенна, так как её нынешнему производству  на развитых земельных месторождениях угрожает спад.

В последнее время росла настороженность,  что Россия находится  в опасном положении и может “упасть со скалы” на нефтедобывающем плато.  Это заставило её действовать относительно быстро, чтобы постараться  и найти запасы нефти и газа в западно-сибирском бассейне на суше и под водой, по приблизительным подсчётам на  132 миллиарда ВОЕ. Это составляет около 32%  от всего арктического региона, где 108 млрд. ВОЕ это газ, 20 млрд. ВОЕ природный жидкий газ,  и 4 млрд. ВОЕ это нефть.

По мнению производственных аналитиков компании Infield Systems, не менее 95 млрд. ВОЕ от этих запасов – это запасы газа, залегающие в Российских подводных арктических районах (и это не включая остров Сахалин). Это представляет 70%  от всех подводных запасов в определённых арктических и субарктических  районах, говорит аналитик.
Большая часть этих запасов, это месторождения управляемые компанией Севморенефтегаз, являющейся подконтрольной компанией Газпрома  и компанией Росшельф, в которой Газпром держит долю 56.8% и Роснефть ещё 26,4%.

Есть уже открытия которые будут разрабатываться – данные говорят о, по меньшей мере, семи обнаруженных подводных газовых месторождений в бассейне, включая три в Карском море и четыре в Тазовской и Обской губе, к востоку от полуострова Ямал. И это помимо таких открытий как Русановское  и Ленинградское, только в одних которых подсчитано содержание 5 триллионов кубометров газа.

Получившиеся из этого коммерческие возможности на шельфе также потенциально огромны.  Компания Infield в своём последнем отчёте «Offshore Arctic Oil and Gas Report»  считает, что только свыше 33 миллиардов американских долларов капитальных затрат уйдёт за период с 2008 до 2017 года на трубопроводы, контрольные трубопроводы, дрейфующие вышки, фиксированные платформы и подводную инфраструктуру в международных арктических регионах.

Из этого, только свыше половины (почти 18 миллиардов)  этих глобальных затрат на Арктику,   предполагается инвестировать в российские удалённые от берега территории. С проектами как Приразломное и Штокман  запланированными к запуску в течении 5 лет или около того, компания Infield предполагает, что Россия будет обеспечивать САРЕХ по нефти и газу в Арктике вплоть до 2017 года. Инвестиции так же полагают увеличивающееся количество нефтяных скважин по всем российским прибрежным и удалённым участкам, не только в Баренцевом и Карском морях, но и на Печоре, северном Каспийском море, Азовском, Охотском, Чукотском, Беринговом морях, а так же на шельфе Сахалина.
Однако, это ведет к потребности  значительной концентрации от нефтяной промышленности и международных нефтяных подрядчиков, особенно относительно соответствующих определённым требованиям нефтедобывающих платформ. При наличии примерно 800 платформ во всём мире, все игроки, усматривающие свои благоприятные шансы в  Арктике, должны учитывать, что только1 % из них, в настоящий момент пригодны для использования в чрезвычайно суровых условиях Арктики, и только  8 классифицируются  как подходящие к ледяным условиям, и/либо прошли испытания во время работы в Арктике.

Среди них платформы Aker Barents и Aker Spitsbergen (наполовину подводники), работающие в Норвежском Северном море, и  Noble Discoverer, готовящийся в скором времени бурить побережье  Канады и  арктическое побережье Аляски. Из этих восьми бурильных установок четыре работают в Норвегии, две в Египте и Новой Зеландии и ещё две простаивают в Китае и США, согласно информации  компании Infield.

Хорошие новости в том, что есть шесть новоизготовленных платформ устойчивых к суровейшим условиям Апктики, поставка которых ожидается к концу этого года. Такие характеристики как выдерживающий сопротивление льда корпус, увеличенная палубная нагрузка, и оборудование изготовленное специально для зимних условий, позволит этим платформам работать в Арктике и окружающих её районах, как впрочем и в любом другом  месте земного шара. Три предназначаются для различной работы на арктическом  Российском побережье, в то время как два  бурильных судна Noble « Bully »  законтрактованы компанией Shell на следующие 10 лет, скорее всего, изначально на ш
ельфе Аляски.

Другая установка это – специально посвященная Арктике – Stena DrillMAX ICE. При стоимости постройки в 1.15 миллиардов американских долларов, она будет самой дорогой нефтяной платформой за всю историю их строительства.

Такой дефицит в подходящих для будущих арктических работ платформах, будет тревожным для России и, возможно, приведёт к тому, что ещё будет заказано строительство нескольких новых платформ в пределах следующих пяти лет, специально для российского шельфового сектора . Некоторые наблюдатели полагают, что Роснефть и ВР вероятнее всего подпишут долгосрочные контракты на бурение скважин, так как поступили компании  Shell  и Noble Drilling в отношении бурильных судов конструкции Bully,  чтобы быть уверенными в том, что у них достаточно установок соответственно требованиям их будущих буровых программ.

Share in top social networks!


Friday, March 18th, 2011

Татнефть продолжает оснащение скважин глубинными измерительными комплексами

В  структурных подразделениях ОАО «Татнефть» продолжается работа по оснащению скважин с одновременно-раздельной эксплуатацией (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачкой (ОРЗ) глубинными измерительными комплексами.

 

В соответствии с графиком ввода скважин по технологии ОРЭ с начала 2011 года новые средства измерения (контроллеры, датчики) внедрены еще на 39 скважинах. В 2010 году ими оборудовано 166 скважин при плане 150. Работы выполнены в НГДУ «Альметьевнефть», «Бавлынефть», «Джалильнефть», «Елховнефть», «Нурлатнефть», «Прикамнефть», «Ямашнефть».

Глубинные измерительные комплексы  позволяют в режиме реального времени осуществлять мониторинг давления и  температуры пласта на приеме насоса.

Наземный интерфейсный блок внедряемых измерительных комплексов позволяет визуализировать текущие значения от глубинных датчиков, хранить  архивы в энергонезависимой памяти и передавать эти данные по системе телеметрии. На основе полученной информации определяются фильтрационные характеристики пластов и производится оптимизация режимов работы скважин.

Source www.tatneft.ru

Share in top social networks!


Friday, March 18th, 2011

Оценка технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, проводимых на скважинах действующего фонда

Эксплуатация нефтегазовых месторождений на поздней стадии разработки характеризуется постоянным плавным падением добычи. Это связано, прежде всего, с истощением запасов, снижением пластового давления и увеличением обводненности продукции добывающих скважин. Для поддержания добычи на прежнем уровне или для снижения темпов ее падения применяют различные методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), что позволяет вести разработку более эффективно и в итоге увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи (КИН).

Для оценки технологической эффективности МУН необходимо определить величину дополнительной добычи нефти от проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), для чего существует целый ряд методик, основанных на сопоставлении базовой (прогнозной) и фактической добычи нефти со скважины на конец расчетного периода. Именно эта разница и определяет величину дополнительной добычи нефти.

Базовая добыча рассчитывается по характеристикам вытеснения, которые более всего подходят к данным условиям разработки объекта, то есть имеют максимальную сходимость с фактическими данными объекта. С другой стороны, оценка технологической эффективности МУН должна быть связана с прогнозированием добычи на будущий период, так как при этом также планируется эффективность ГТМ. Другими словами, планирование добычи нефти или планирование дополнительной добычи нефти и оценка технологической эффективности ГТМ должны осуществляться по одним и тем же методикам или методикам, в которые заложен один и тот же принцип расчета.

Применяемая в настоящее время методика оценки технологической эффективности ГТМ (МУН) основана на методике прогнозирования добычи нефти, разработанной специалистами ТНК-ВР в 2007 году. Суть методики состоит в том, что прогнозирование добычи нефти осуществляется с учетом потерь, возникающих в результате истощения и роста обводненности разрабатываемого объекта, а также вывода скважин из эксплуатации. Расчет потерь нефти осуществляется по экспоненциальной зависимости, учитывающей темп падения дебита скважин на будущий период, определяемый на основе аналогичных показателей предшествующего периода. При этом для более точного прогнозирования потерь темп падения дебитов рассчитывается отдельно для скважин базового фонда – без ГТМ (МУН) – и скважин фонда с ГТМ (МУН), причем в последнем случае расчеты выполняются по каждому виду ГТМ (МУН) отдельно, так как тренды падения дебита могут существенно отличаться.

Существующая методика оценки технологической эффективности ГТМ

Применяемая в настоящее время методика оценки технологической эффективности ГТМ (МУН) предусматривает расчет дополнительной добычи нефти по следующему алгоритму.

Сначала определяется экспоненциальный коэффициент падения дебита сква- жин базового фонда, включающего все скважины месторождения, не подверженные воздействию ГТМ (МУН) в предшествующий период, без учета их расположения по площади месторождения и эксплуатируемых объектов (пластов). Расчет проводится по среднесуточным дебитам всех скважин за первый и двенадцатый месяц года. Экспоненциальный коэффициент падения рассчитывается по формуле (I):

где:
» qn – добыча на начало расчетного периода (месяц 1);
» qk – добыча на конец расчетного периода (месяц 12).
Аналогично определяется экспоненциальный коэффициент падения дебита по скважинам с ГТМ (МУН). В расчете участвуют все скважины с проведенными на них ГТМ при аналогичных условиях (без учета расположения по площади месторождения и эксплуатируемых объектов (пластов)).

После этого выполняется прогнозный расчет базовой среднесуточной добычи и среднесуточной добычи, полученной от МУН, на 12 месяцев с учетом темпа падения по предыдущему периоду. При этом начальным дебитом для скважин после применения МУН является дебит с учетом минимально-необходимого прироста.

Наконец, дополнительная годовая добыча рассчитывается как разница между прогнозной накопленной базовой добычей и прогнозной накопленной добычей после применения МУН с учетом времени работы скважин за этот период.

Таким образом, основным критерием прогнозирования дополнительной добычи нефти и оценки технологической эффективности ГТМ является темп падения дебита, рассчитанный по экспоненциальной зависимости (I).

Рассматривая динамику изменения суточного дебита и экспоненциальные коэффициенты падения дебита по объектам (Табл. 1) и элементам разработки (Табл. 2), можно заметить, что они изменяются существенно – это связано с различиями геолого-физических характеристик пластов (объектов) и физико-химических характеристик добываемой жидкости, а также с энергетическим состоянием объектов, компенсацией отборов закачкой и другими факторами.


Таким образом, если базовый фонд месторождения в большинстве своем эксплуатирует один объект, а ГТМ (МУН) проводится на другом объекте, то дополнительная добыча от ГТМ (МУН) может быть рассчитана некорректно. Иными словами, при оценке технологической эффективности ГТМ темп падения дебита нужно рассчитывать индивидуально по
каждому объекту и по возможности с привязкой к элементу разработки.

Индивидуальный подход к каждому элементу разработки
Предлагаемая новая методика расчета эффективности МУН с учетом темпа падения, полученного по одному объекту и одному элементу, также строится на расчете темпа падения базовой добычи и добычи от скважин с МУН. Для примера рассмотрим оценку технологической эффективности двух видов ГТМ – оптимизация и обработка призабойной зоны (ОПЗ) при подземном ремонте скважин (ПРС), выполненных на скважинах элемента М-1 объекта БВ10(1-2) Самотлорского месторождения  (Рис. 1).


Сначала подбирается группа скважин объекта, не подверженная ГТМ (МУН) в предшествующем периоде (один год), – в нашем случае, расчет проводился по скважинам 800е, 815е, 801е, 888е и 845е. По выбранным скважинам определяется средний дебит на начало и конец периода и по формуле (I) рассчитывается темп падения базовой добычи нефти – по элементу М-1 объекта БВ10(1-2) экспоненциальный коэффициент падения базовой добычи составил 93,2% (Табл. 3).


После этого подбираются скважины того же эксплуатационного объекта, на которых в предшествующий период (один год) был выполнен один и тот же вид МУН. В нашем случае расчет проводился по скважинам 806е и 814е (вид МУН – оптимизация) и 881е и 843е (вид МУН – ОПЗ при ПРС). По выбранным скважинам также определяется средний дебит на начало и конец периода и по формуле (I) рассчитывается темп падения суточной добычи – по фактическим данным скважин 806е, 814е, 881е и 843е, экспоненциальный коэффициент падения составил 79,6% по оптимизации и 67,1% по ОПЗ при ПРС (Табл. 4).


Прогнозный расчет базовой добычи проводится с учетом темпа падения, полученного по скважинам базового фонда в предшествующем периоде (Табл. 3), начальным дебитом при этом является фактический дебит скважины на дату проведения МУН. Прогнозная добыча, получаемая после проведения МУН, рассчитывается по тому же принципу, но с учетом темпа падения по видам МУН (Табл. 4); здесь начальным дебитом является ожидаемый дебит скважины после МУН (ожидаемый прирост после проведения оптимизации составляет 5 т, после проведения ОПЗ – 3 т). В результате прогнозного расчета эффект от МУН составил 1 395 т по оптимизации и 947 т по ОПЗ при ПРС (Табл. 5).


Оценка фактической эффективности ГТМ проводится аналогично прогнозированию, только стартовым дебитом скважины является дебит, полученный после МУН в первый месяц эксплуатации. Дополнительная добыча определяется как разница между прогнозной накопленной базовой добычей, полученной с учетом темпа падения, и фактической накопленной добычей нефти на конец расчетного периода. В результате фактической оценки технологического эффекта дополнительная добыча от МУН составила 2 052 т по оптимизации и 179 т по ОПЗ при ПРС (Табл. 6, Рис. 2).

Как мы видим, в результате полученного расчета прогнозная добыча значительно расходится с фактической, причина этому – малая выборка скважин для расчета темпов падения и воздействие систем подержания пластового давления. Вместе с тем, предложенное дополнение к методике оценки эффективности ГТМ (МУН) позволяет более точно определить величину дополнительной добычи нефти со скважины, а в некоторых случаях повысить ее за счет более корректной оценки базовой добычи. Кроме того, это допол- нение позволит учесть интерференцию скважин: при оценке скважин одного элемента разработки ее влияние будет выражено более ярко.

Share in top social networks!


Friday, March 18th, 2011

Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть

И.П. Заикин; К.В. Кемпф; О.Л. Готлиб; С.В. Ефимов; С.В. Выхристюк; А.М. Насыров
ОАО “НК “Роснефть”

Аннотация
В статье представлен опыт ОАО «Удмуртнефть» по интенсификации добычи нефти на месторождениях методом бурения боковых стволов, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Описаны различные конструкции боковых стволов, в том числе и с многозабойным окончанием. Проведено сравнение эффективности различных методов реконструкции скважин методом проводки бокового горизонтального ствола с различными профилями. Статья актуализирует необходимость развития многоствольного (многозабойного) бурения скважин.

Введение

Большинство месторождений ОАО «Удмуртнефть» находится на поздней стадии эксплуатации, но при этом значительные запасы углеводородов сосредоточены в стратиграфических ловушках, которые ещё не были охвачены существующей сеткой разработки. В связи с этим повышаются требования к выбору скважин для проведения реконструкции скважин методом бурения боковых стволов.

Следует отметить, что в нынешних экономических условиях бурение наклонно направленных боковых стволов в силу их низкой продуктивности во многих случаях является нерентабельным. Средние дебиты наклонно-направленных скважин составляют около 3 – 3,5 тонн/сутки нефти. Поэтому начиная с 2009 года, специалисты  ОАО «Удмуртнефть» совсем отказались от бурения наклонно-направленных боковых стволов, и приступили к бурению горизонтальных стволов. При этом средние дебиты по скважинам с горизонтальными боковыми стволами существенно увеличились и составили около 10 – 15 тонн/сутки нефти.

Бурение боковых горизонтальных стволов началось в ОАО «Удмуртнефть» ещё в 1993 году. Специалисты службы бурения и геологической службы имеют богатый опыт по реализации данного вида ГТМ и постоянно совершенствуют технологию бурения и заканчивания боковых стволов. Накопленный опыт в этой области стал базой для дальнейшего повышения эффективности БГС.

Первым шагом для повышения дебитов горизонтальных стволов стало вовлечение двух пропластков верейского объекта Красногорского месторождения при расположении бокового ствола в продуктивном горизонте, применялся  так называемый двухуровневый профиль. Данный профиль предполагает бурение по верхнему пропластку бокового ствола длиной 100-120 метров и переход на нижний пропласток с последующим расположением горизонтального участка длиной 50 – 80 метров. Общая длина бокового ствола двухуровнего профиля составляет 450 – 600 метров, при прохождении по продуктивной части пласта не более 130-150 метров. Применяя двухуровневый профиль специалистам ОАО «Удмуртнефть» удалось повысить средний дебит до  18-20 тонн/сутки.

На рисунках № 1-3 показаны примеры боковых стволов с разными профилями на Красногорском месторождении ОАО «Удмуртнефть».
История бурения МЗС в ОАО «Удмуртнефть»

В последние годы в нефтегазовой промышленности активно развиваются технологии бурения многозабойных и многоствольных скважин (МЗС и МСС), которые позволяют существенно нарастить  производительность скважин. В Удмуртии первые 2 МЗС были пробурены на башкирском объекте Гремихинского месторождения в 1996г. на волне массированного применения технологий горизонтального бурения. В скв. № 673 было сформировано 3 наклонно направленных ствола, в скв. №1287 – 2 ствола; с охватом всех продуктивных пластов с А4-1 по А4-6. Однако опыт с точки зрения повышения дебитов скважин оказался неуспешным: скв. №673 была запущена с обводненностью 83%, скв. № 1287 с 90% воды.

Повторная возможность бурения многозабойной скважины была проанализирована специалистами геологами и буровиками ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Удмурнефть» в 2010 году. Технология бурения МЗС выглядела предпочтительнее именно для Красногорского месторождения, условия которого позволяли выполнить опытно-промышленные работы на имеющемся буровом оборудовании и по применяемым технологиям. Проектным горизонтом для бурения был выбран верейский объект, который представлен маломощной карбонатной  многопластовой залежью (пласты с В-0 по В-IIIВ), осложненной наличием обширной газовой шапки. Средняя пористость составляет 0,17д.ед., вязкость нефти в пластовых условиях – 9,7 мПа·с, средняя нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки – 3,5м. Транзитный фонд нижележащего объекта в своем большинстве попадает в границы газовой шапки, поэтому для выработки запасов необходимо формировать собственную сетку скважин путем зарезки боковых стволов в сторону нефтяной оторочки.

Технология бурения МЗС
Основная идея бурения многозабойных скважин заключалась в том, чтобы увеличить эффективную длину горизонтального участка на имеющихся производственных мощностях. Это стало возможным за счёт бурения бокового ствола по верхнему пропластку на расчетную длину, с последующей срезкой в середине горизонтального ствола и бурением второго горизонтального участка по нижнему пропластку.


Основные этапы строительства многозабойной скважины по данной технологии на примере скважины 1 Красногорского месторождения заключались в следующем (фактический профиль бокового ствола отображён на рисунке № 3):
1.    После ликвидации интервалов перфорации в 146мм эксплуатационной колонне вырезается «окно» с клина-отклонителя за один рейс.

2.    Бурение основного ствола диаметром 123,8 мм ведется с набором угла до точки входа в продуктивный пласт. За 50 метров перед входом в коллектор пласта В-II проводится привязочный каротаж для уточнения геологии залегания пластов.

3.     По продуктивному коллектору формируется ствол длиной около 170 метров. Вход в продуктивный пласт и бурение по пласту ведется с постоянным гамма- и газовым каротажем. По окончании бурения производится заключительный каротаж автономным геофизическим прибором на бурильных трубах.

4.     По окончании проводки первого ствола на расстоянии 90 м от точки входа в продуктивный пласт зарезается дополнительный ствол в коллектор пласта В-IIIа путем наработки желоба с установкой 180 град.- вниз.

5.     Зарезка и бурение дополнительного ствола длиной 40 м по пласту В-IIIa также ведется с постоянным Гамма- и газовым каротажем. Ввиду малой мощности пласта В-IIIа окончательная длина горизонтального участка определяется исходя из реальных геологических и технических условий в процессе бурения.

6. Спуск 102 мм хвостовика осуществляется в пласт В-IIIа. Продуктивная часть основного ствола в пределах пласта В-II и дополнительного ствола В-IIIа перекрывается 102 мм обсадными трубами-фильтром. Интервал неустойчивых глинистых пород между В-II и В-IIIа перекрывается глухими трубами без цементирования.

7.     Для исключения негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных пластов в кровлю В-II в плотных породах устанавливается пакер для манжетного цементирования. Для герметизации подвески хвостовика в эксплуатационной колонне устанавливается дополнительный пакер, совмещенный с подвеской хвостовика. Цементаж хвостовика производится прямой заливкой с последующей срезкой излишек цементного раствора.

При реконструкции первой скважины 1  на Красногорском месторождении было получено удорожание на 20%, в основном связанное с получением опыта и временными потерями. При дальнейшей реконструкции двух скважин 2, 3 Красногорского месторождения временные потери снизились и дополнительные затраты составили всего 10%. При этом  дебит скважины вырос в два раза.

В 2010 году в ОАО «Удмуртнефть» на верейский объект было пробурено 4 МЗС. Достигнутые результаты позволили сделать выводы о том, что за счёт увеличения эффективной длины горизонтальных участков удалось существенно увеличить дебиты скважин после бурения боковых стволов. Кроме того, данный вид реконструкции скважин позволяет увеличить охват дренированием, как по площади, так и по пластам, различным по своим фильтрационно-емкостным характеристикам, что  позволит  повысить нефтеотдачу залежи в целом.

Выводы
Данная технология является инновационным методом разработки маломощных карбонатных пластовых коллекторов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Успешный опыт строительства МЗС на Красногорском месторождении позволит ОАО «Удмуртнефть» расширить применение данной технологии при разработке аналогичных залежей на Есенейском, Карсовайском, Чутырско-Киенгопском месторождениях.

Основными направлениями развития технологии МЗС являются:
» совершенствование и внедрение оборудования по заканчиванию в местах сочленения стволов с возможностью селективной добычи и исследования в каждом из боковых стволов;
» бурение скважин с большими отходами по вертикали, чем существующие боковые стволы;
» бурение по продуктивным горизонтам на равновесии и депрессии с целью снижения скин-эффекта.

В целях повышения эффективности бурения скважин ОАО «Удмуртнефть» совместно с ООО «СамараНИПИнефть» разрабатывают проект на строительство в 2011г.  многоствольной эксплуатационной скважины на Лиственском месторождении по 5-му уровню сложности. Результаты ее строительства  авторы данной
статьи планируют представить в своей  следующей публикации.

Share in top social networks!


Friday, March 18th, 2011

Технология за круглым столом: Геофизическое и геологическое программное обеспечение

1. Технология использования геолого-геофизического программного обеспечения призвана помочь нефтегазовым компаниям получить максимум информации о недрах и облегчить принятие решений. Насколько востребована эта технология в России в настоящий момент?

Baker Hughes: С моей точки зрения, программное обеспечение (ПО) G&G завоевывает признание большинства российских крупнейших нефтяных компаний, а также некоторых более мелких компаний. Говоря конкретно о геофизике, возможно оно не используется в полной мере, но скорее всего это связано с отсутствием хорошо подготовленых специалистов, а не с ограничениями в ПО в русской геологии. Однако я полностью уверена, что все крупные компании осознают насколько важно геологическое моделирование в управлении месторождений и используют его для трехмерного моделирования. До сих пор существуют компании, которые работают с бумажными картами и практически не владеют программным обеспечением. Это связано с относительно высокими ценами на лицензию для ПО и недостаточной рентабильностью инвестирования в ПО.

Schlumberger:
Использование технологий интерпретации и моделирования  неуклонно растет. Это можно наблюдать на примере того, как усиливается применение программного комплекса Petrel, с помощью которого компании могут соединить накопленные знания в интегрированную трехмерную модель, а специалисты различных профилей могут совместно работать над проектами в единой программной среде. Важность применения новых технологий моделирования и интерпретации со временем будет только возрастать по причинам постоянного повышения сложности разрабатываемых месторождений и дефицита квалифицированных кадров в нефтегазовой индустрии.

Seismic Micro-Technology: Большинство компаний в России и СНГ пользуются геолого-геофизическим программным обеспечением вот уже более 20 лет. Так, первая лицензия на программный комплекс Kingdom была продана почти 20 лет назад. С тех пор Kingdom пользуется успехом и показывает стабильный рост бизнеса в России и СНГ. Kingdom стала еще более популярной после открытия офиса компании в Москве 3 года назад, когда мы обеспечили свое непосредственное присутствие в Регионе.

Roxar Services AS: Мы видим, что геолого-геофизические программные средства на сегодняшний день широко используются Российскими нефтяными компаниями в процессе принятия решений. Компьютерная интерпретация и моделирование стали стандартной практикой в российской нефтегазовой отрасли.

Landmark: В целом, уровень понимания и использования компьютерных технологий обработки и интерпретации геолого-геофизической информации в нефтегазовой индустрии достаточно высок и мы имеем много примеров компаний, работающих на уровне самых высоких мировых стандартов, но в то же время, многие менеджеры «старой закалки» явно недооценивают влияние компьютерных технологий в геологии-геофизике на эффективность деятельности компаний и её капитализацию. При сравнении Российских и Западных нефтяных компаний мы увидим, что на баррель добытой нефти или на миллион тонн запасов в российских компаниях в разы меньше геологов-геофизиков, хотя  именно деятельность этих специалистов определяет капитализацию компании и эффективность добычи – это фундамент всей нефтяной компании. Так же необходимо отметить, что само понятие геолого-геофизических технологий за последнее десятилетие расширилось и сегодня мы вкладываем в это понятие весь спектр задач от обработки и интерпретации до 3D моделирования.

Tigress Ингеосервис:
Геолого-геофизическое ПО для интерпретации данных и разработки месторождений используется по всей России нефтедобывающими компаниями всех видов и размеров. Применяются все последние российские и зарубежные программные продукты. Есть область (интеграция данных разведки и добычи), в которой по-прежнему редко встречаются современные, полностью интегрированные системы управления цифровыми ресурсами. Это достойно сожаления, однако данная проблема существует не только в России. В этом отношении разведка полезных ископаемых отстает от других отраслей. К сожалению, в России, как и во всем мире, никто, похоже, не осознает и не признает этого. Напротив, наивно и ошибочно полагают, что данная отрасль является лидером. Решение этой проблемы может принести огромную пользу, и следующим шагом должно стать внедрение подобных систем.

2. Одной из важнейших проблем данного региона в конце девяностых было изменение отношения к технологии использования сейсмического и геолого-геофизического ПО. Существуют ли еще компании, для которых эта проблема актуальна?

Baker Hughes: Я бы подчеркнула, что НЕТ. Этих барьеров больше не существует. В большинстве компаний работают молодые специалисты, которые получили образование с учетом современных программ и технологий и они готовы к использаванию программного обеспечения G&G. Однако, как я упоминала раньше, некоторые мелкие компании все еще испытывают экономические трудности в его внедрении.

Schlumberger: Да, в конце девяностых технологии интерпретации и моделирования не всегда эффективно применялись для решения практических задач, решения в области разведки и разработки основывались на практическом опыте специалистов и знании уже хорошо изученных месторождений, программные технологии использовались в основном для формального проектирования разработки. Однако, ситуация кардинальным образом изменилась – на сегодняшний день компании сталкиваются со всё более возрастающими рисками и неопределенностями, связанными с разведкой и освоением новых месторождений Восточной Сибири, Ямала, Печоры и Арктического шельфа, а также с проблемами на хорошо изученных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, где аналитических подходов и накопленного опыта уже недостаточно для принятия верных решений.  Как показывает практика, многие компании уже осознают важность бассейнового моделирования, интерпретации данных ГИС в режиме близком к реальному времени, сейсмической интерпретации на этапе геологического моделирования, анализа неопределенностей и других современных методов для повышения эффективности и более быстрого возврата инвестиций.

Seismic Micro-Technology:
Да, я думаю, что на рыночном пространстве СНГ все еще можно найти несколько компаний, не использующих технологии геолого-геофизического ПО. Лично мне такое встречалось 2 или 3 раза за последние 5 лет. Но это скорее исключение, нежели правило, и я не думаю, что в будущем я столкнусь с такими компаниями. С другой стороны, эта ситуация показывает, что рынок охвачен не полностью.

Roxar Services AS:
Большинство российских компаний понимают важность технологий компьютерного моделирования и интерпретации и делают значительные  инвестиции в этой области. Что касается сейсморазведки, я думаю, что сегодня компании понимают применимость и ограничения сейсмического метода гораздо лучше, и поэтому осуществляют сейсмические исследования только там, где это может дать эффект.

Landmark: Хорошо помню, как все начиналось – почти 20 лет тому назад в Москве проходила первая в России западная выставка SEG и многие специалисты ходили вокруг западных систем по обработке и интерпретации геолого-геофизической информации и говорили: у нас этого не будет никогда, но прошли годы и уже выросли поколения специалистов работающих в современных западных системах. Многие институты и университеты используют самые современные программные продукты для обучения студентов. Landmark предоставляет гранты на использование самых современных своих продуктов ведущим университетам России. Сегодня, для многих компаний, как нефтяных, так и сервисных, не является проблемой решение отдельных задач, но решение сложных комплексных мультидисциплинарных проблем все еще является серьезным вызовом.

Tigress Ингеосервис: Этой проблемы больше не существует. Большинство компаний используют современные технологии на базе геолого-геофизического ПО в своих научно-исследовательских центрах. Другие компании поручают научно-исследовательские работы субподрядчикам, однако все понимают, что без технологии использования программного обеспечения решить все задачи современной разведки полезных ископаемых невозможно.

3. Доступ к данным в устаревшем формате, их оцифровка и использование были и остаются в России серьезной проблемой. Какую степень локализации обеспечивают ваши программные средства и продукты для работы с такими данными?

Baker Hughes: На данный момент мы столкнулись с некоторыми проблемами в области использования старых данных. Полнота данных о скважинах и добыче противоречива. Некоторые из старых данных записывались недостаточно хорошо откалиброванными инструментами и невозможно теперь подтвердить их точность. Для решения этой проблемы мы нанимаем специалистов для каждого региона со знанием местной геологии для форматирования и стандартизации общих данных к данным опорных скважин. Большая часть полученных данных находится на местных серверах вместо глобальных для их передачи в центры, где данные обрабатываются с использованием алгоритмов или других методов. Некоторые крупные компании позволяют отправлять данные за границу и, таким образом, мы можем использовать больше ресурсов для решения задач. Однако, в настоящее время мы работаем по большей части в пределах региона.

Schlumberger: Не могу полностью согласиться с такой постановкой, особенно в технологическом аспекте. Шлюмберже обладает хорошо развитыми технологиями в области управления данными, признанными на мировом уровне, и мой опыт показывает, что сбор, оцифровка, контроль качества, хранение и доступ к данным в устаревших форматах не является большой проблемой для компаний, осознающих их ценность. Компания Шлюмберже выполнила несколько очень успешных проектов  в России по заказу местных органов власти и нефтегазодобывающих компаний, где нам пришлось восстанавливать информацию, которой было более 30 лет, включая сейсмические данные, данные ГИС, результаты исследований керна и т.д. Мы продолжаем совершенствовать наши решения, и сейчас мы говорим уже о новой парадигме – об управлении качеством данных на основе использования семейства программных продуктов ProSource и технологии Innerlogix. Эти решения позволяют не только управлять качеством данных, но и рассматривать данные в контексте различных вариантов интерпретации и результатов моделирования. Стоит отметить, что Шлюмберже предоставляет не только универсальный инструмент для управления данными, но также и уникальные экспертные знания, основанные на широком наборе бизнес-правил и стандартов, позволяющих связывать между собой множество программных приложений и источников данных.

Seismic Micro-Technology: Да, этот вопрос здесь по-прежнему стоит остро. Большой объем старых данных необходимо оцифровать и загрузить, но для современных технологий геолого-геофизического ПО это не составляет проблемы. Наш продукт оснащен несколькими средствами решения таких задач. Мы собираем информацию от потребителей во всем мире, включая Россию и СНГ, а также проводим специальные мероприятия – Дни Встречи Пользователей с целью лучше понимать нужды и проблемы наших клиентов и решать их. Это также помогает нам в определении путей дальнейшего развития программного комплекса Kingdom.

Roxar Services AS:
К удивлению, сегодня практически все данные существуют в цифровом виде. Проблема в большом объеме старых данных с низким качеством. Работая в России с 1998 года, мы разработали множество функций, методик и технологий для обеспечения контроля качества входных данных. Сегодня я могу сказать, что наши пользователи и наше сервисное подразделение могут извлечь максимуму из существующих данных и использовать для  построения своих моделей всю доступную информацию.

Landmark: Несмотря на «поздний старт» в использовании современных компьютерных систем в области геологии и геофизики, Россия по отдельным позициям догнала и обогнала западных коллег. Так, например, сегодня в России практически весь аналоговый каротажный и сейсмический материал оцифрован и несмотря на наличие во многих продуктах, в том числе и в продуктах Landmark специальных опций, для работы с аналоговыми данными, они остаются невостребованными в нашем регионе.

Tigress Ингеосервис: Мой ответ будет состоять из двух частей. Во-первых, данные в устаревшем формате являются серьезной проблемой, в какой бы стране вы ни находились. Эффективное решение этой проблемы оказывает значительное влияние на эффективность разведки ископаемых – вероятно, куда более значительное, чем полагают большинство нефтедобывающих компаний. Подавляющее большинство данных хранятся в устаревшем формате, особенно если речь идет о давно известных нефтеносных провинциях, таких, как регионы Российской Федерации. Люди слишком часто сосредоточиваются на объеме данных, однако в наше время получить требуемый объем с технической точки зрения, как правило, нетрудно. Что касается локализации, все наши продукты адаптированы для использования в Российской Федерации с точки зрения как языковой, так и технической локализации (интерпретация данных различных типов российских приборов, измерительных систем и т. п.).

4. Использование междисциплинарных групп является ключевым элементом для рационализации рабочих процессов и эффективного принятия решений в компаниях, осуществляющих разработку месторождений. Насколько распространено, на ваш взгляд, использование таких универсальных групп в России и насколько повышает эффективность работы таких групп ваше программное обеспечение?

Baker Hughes: Я только могу прокоментировать мою точку зрения об этих командах. Синергический подход относительно новый и требует несколько специалистов с широким спектром знаний в отрасли для того, чтобы позволить всем членам команды эфективно сотрудничать. С чем мы столкнулись сейчас – специалисты из одной отрасли (например: бурение) не понимают насколько важна геология и наоборот. Преимущество сотрудничества этих специалистов не может быть заменено простым введением программного обеспечения. Необходимо создать профессиональный мост из людей с хорошим знанием разных сфер для координации этих команд.

Schlumberger:
Российские компании, следуя за отраслевыми тенденциями в целом, начали осознавать все преимущества подхода работы в междисциплинарных группах. Наибольшие сложности, связанные с внедрением данного подхода, у компаний вызывают необходимость внедрения новых  рабочих процессов и управление изменениями вообще. Но для  извлечения максимального эффекта от внедрения технологий двадцать первого века, применение которых в значительной мере зависит от эффективности междисциплинарного взаимодействия, данные изменения обязательны. Для многих компаний большой сложностью оказалось изменение самого процесса интерпретации и моделирования; некоторые остановились на полпути, приняли концепцию и создали междисциплинарные рабочие группы, но технологическая составляющая осталась прежней – разрозненные программные пакеты. Следующим же шагом к достижению максимальной эффективности является обеспечение наиболее полного взаимодействия между группами специалистов посредством использования концепции интегрированной модели, чтобы специалисты могли работать в единой программной среде.

Мы готовы поделиться нашим международным опытом по оптимизации рабочих процессов и предоставить ведущие технологии, призванные помочь достигнуть значительного увеличения эффективности рабочих групп за счет применения данного подхода. Программный комплекс Petrel служит единой средой для интеграции и сохранения накопленных знаний специалистов по разведке и разработке месторождения, так как информация эволюционирует по мере прохождения всех рабочих процессов – от интерпретации сеймики  до оптимизации добычи – в единой интегрированной программной среде. Единая интегрированная модель месторождения позволяет специалистам различного профиля работать вместе и сохранять накопленные знания и информацию. Скорость работы увеличивается, так как отпадает необходимость перемещения данных между различными программными приложениями, что позволяет специалистам  сконцентрироваться на решении смысловых задач.

Seismic Micro-Technology: Наше ПО состоит из различных модулей, позволяющих организовать участие в проектах специалистов различных направлений. Геологи, геофизики, петрофизики и инженеры по бурению сегодня могут одновременно работать над одним проектом, создавая, таким образом, проектную команду. С этой точки зрения наш программный комплекс может считаться одним из лучших в отрасли.

Roxar Services AS: К сожалению, большинство Российских компаний еще не приняли создание проектных групп, как стандартный подход к управлению своими активами. Процесс разделен между отделами (интерпретация ГИС, сейсмическая интерпретация, геомоделирование, разрабюотка и фильтрационное моделирование, экономическая оценка и т.д.). Но среди компаний растет понимание того, что многодисциплинарные команды специалистов эффективнее. Мы хорошо подготовлены к этому, поскольку наши интегрированные программные продукты состоят из модулей, известных как одни из лучших решений в своей области. Но эти модули собраны в единый программный комплекс с общей моделью данных, пользовательским интерфейсом и API.

Landmark: Междисциплинарная интеграция остается наиболее перспективной задачей для многих областей и отраслей, в том числе и для нефтегазовой индустрии. Решение такой задачи, условно, можно разделить на две компоненты:  инструментарий и организационная структура. Организационная структура позволяет объединить специалистов различных дисциплин в одну команду с одной целью, а интегрированные инструменты позволяют работать над единой задачей в общей среде.  На протяжении почти 30 лет Landmark разрабатывает интегрированное программное обеспечение для нефтегазовой индустрии и сегодня, практически в гордом одиночестве, предлагает клиентам наиболее полное и интегрированное решение для задач геологии-геофизики. Российские компании давно и эффективно используют интегрированные продукты Landmark, но зачастую организационные барьеры являются более серьезным препятствием на пути повышения эффективности и продуктивности работ. Уровень интеграции, предлагаемый в программной среде, часто оказывается более глубоким по сравнению с организационной интеграцией в подразделениях. В то же время, в такой наукоемкой области, как геология и геофизика в нефтегазовой индустрии, потенциал интеграции еще не исчерпан и много задач ждут своего решения.

Tigress Ингеосервис: Большинство российских компаний не имеют представления об универсальных группах. Геофизики, геологи и технологи работают независимо друг от друга. Как правило существуют специальные отделы, каждый из которых занимается своим направлением. Например, один отдел занимается интерпретацией сейсмических данных, другой – интерпретацией данных скважин, третий отвечает за создание геологической модели, которая затем передается в отдел добычи. На мой взгляд, идея интеграции и комплексного рабочего процесса в России недооценивается, а это перспективный путь.

5. Российские компании часто стремятся удовлетворить свои потребности в геолого-геофизическом ПО, приобретая у международных поставщиков интегрированные программные продукты. Чем, на ваш взгляд, должна привлекать потребителя ваша продукция и какие дополнительные локализованные услуги или поддержку вы оказываете?

Baker Hughes: Компания Baker Hughes не предлагает нашим клиентам большой ассортимент продуктов программного обеспечения. Существуют специальные пакеты программ включая Jewel Suite, который был разработан в России. Однако, Baker Hughes может обеспечить ряд лицензий по программному обеспечению, как часть пакета консультационных услуг при сотрудничестве с командами наших клиентов.

Schlumberger: Программные пакеты Шлюмберже представляют собой наивысшую степень интеграции, позволяя специалистам различных дисциплин работать в одной команде. Полная интеграция программных решений позволяет специалистам проводить всесторонний анализ неопределенностей на всех этапах интерпретации и моделирования для того, чтобы наилучшим образом понимать риски в процессе разведки и разработки месторождения. Кроме того, Petrel позволяет выполнять моментальное обновление модели месторождения – последовательность построения модели можно повторить в пакетном режиме по мере поступления новых данных. И главное наше преимущество – это платформа программирования Ocean, которая позволяет нашим заказчикам быстро и просто встраивать любые необходимые технологии для решения их специфических задач непосредственно в среду Petrel. Можно создавать свои собственные программные решения, либо использовать сотни модулей от независимых разработчиков, которые доступны на интернет-портале Ocean Store (www.ocean.slb.com)

Seismic Micro-Technology: Один из наших клиентов, впервые поработав с Kingdom, сказал: “работа с некоторыми программами похожа на ритуал – сначала ребята из IT устанавливают программу, потом геологи загружают данные и так далее. С Kingdom совсем не так. Похоже, что вы (SMT) просто не знали, как все усложнить…”

Kingdom не требует ни каких-то особенных аппаратных средств, ни дополнительного персонала для установки и сопровождения программного комплекса. В то же время, программа предлагает целый спектр возможностей: многопользовательский интерфейс, расширенная функциональность приложений для геофизиков, геологов, петрофизиков (и, с недавнего времени, для инженеров-микросейсмологов), все в одном проекте общей базы данных.

Kingdom одновременно интуитивна и интегрирована, без ущерба для ее функциональности, и это наш основной коммерческий довод. Касательно обслуживания, кроме стандартных тренингов по вопросам технической поддержки и дней встречи пользователей,, о которых я упоминал ранее, мы также проводим местные консультации в офисе клиента и расширенные тренинги, которые включают не только обучение работе с ПО, но и ознакомление с различными интерпретационными подходами и техниками.

Roxar Services AS: Мы предоставляем интегрированные решения – от сейсморазведки  до фильтрационного моделирования. Но когда речь заходит об отдельных областях, наши решения успешно конкурируют со специализированными приложениями в части технологических и функциональных возможностей. В то же время, наши программные инструменты максимально открыты, насколько это возможно для коммерческих программных продуктов. Для пользователей такая открытость означает, что  они могут экспортировать и импортировать данные из/в наши приложения на любой стадии работы, включая в свой рабочий процесс продукты и технологии других поставщиков.

Ключевым фактором успеха Roxar в России с момента нашего прихода на этот рынок является служба поддержки. Мы вкладывали, вкладываем, и будем вкладывать много сил и средств в службу технической поддержки. Наша служба поддержки имеет три ключевые характеристики – реагирование, квалификация  и креативность. Первое означает, что мы быстро и оперативно реагируем на любой вопрос клиента, каким–либо образом связанный с работой нашего ПО. Квалификация означает, что мы всегда даем точные и детальные ответы и рекомендации. Это важно, так как программное обеспечение является только набором инструментов, а ответственность за принятие решений ложится на конечного пользователя, который имеет право иметь полную техническую информацию о том, как устроен его инструментарий. Креативность означает, что мы готовы найти способ решить задачу клиента, даже если такиое решение еще не реализовано в явном виде нашем программном коде. Перед нашими пользователями всё время возникают новые сложные задачи. Наше ПО достаточно гибкое, а наша служба  поддержки достаточно изобретательна, чтобы справиться даже с самыми неожиданными запросами. Что касается сервиса, мы создали в России  специальную группу, состоящую из квалифицированных и опытных специалистов, которые работают над проектами
наших заказчиков в различных регионах России.

Landmark:
На протяжении 19-ти лет Landmark работает в России и мы имеем клиентов, которые работают с нашими продуктами десятилетиями и остаются приверженными нашим продуктам при переходе в другие компании. За прошедшие годы мы можем выделить ряд уникальных свойств наших программных продуктов, которые являются определяющими для наших пользователей:
»     единая база данных и многопользовательский режим
»     интеграция технологий
»     стабильность и устойчивость
»     технологичность и функциональная глубина
»      преемственность и эволюционное развитие системы управления данными

Для эффективного использования наших продуктов мы предлагаем своим клиентам тренинги и документацию на русском языке и так же многие годы у нас действует локальная линия поддержки и русскоязычный сайт www.lgc.ru, где можно найти много интересной информации о наших продуктах, в том числе и о самых последних разработках.

Tigress Ингеосервис: Мы – убежденные приверженцы интеграции. Наш девиз – «изначальная интеграция». Трудно представить сектор, который больше нуждается в интеграции цифровых данных. В конце концов, чем, в сущности, занимается нефтегазовая компания? Использует данные исследований для добычи или повышения объема добычи углеводородов.

6. Какие последние технологические разработки используются в ваших программных пакетах?

Baker Hughes:
Как я говорила раньше, продукты программного обеспечения не являются целевыми для Baker Hughes. Мы владеем огромным глобальным и локальным опытом, который мы предлагаем вместе с лучшими пакетами программного обеспечения существующими на рынке. Baker Hughes постоянно работает в целях улучшения наших внутренних пакетов программ для того, чтобы сделать их более легкими и полезными при использовании сотрудниками соответствующих областей. Baker Hughes это сервисная компания сконцентрированная на коллектор. В связи с этим мы обращаем большое внимание на программное обеспечение с возможностью моделирования пласта, а также его трехмерной или даже четырехмерной визуализацией для лучшего понимания месторождения, то есть таких как например CoViz. Также, недавно мы интегрировали систему трехмерной визуализации в режиме реального времени с системой WellLink, что позволяет более эфективный выбор траектории бурения скважин в улучшенных интервалах УВ насыщенных коллекторов.

Schlumberger: Несмотря на то, что в 2009 и 2010 годах к существующим программным технологиям добавилось много новых,  в 2011 году  их ожидается еще больше. В 2010 году мы представили систему Exploration System, которая включает новые технологии для снижения рисков бурения путем применения целостного подхода к оценке основных элементов риска на этапе разведки: ловушки, пласта-коллектора, покрышки и материнской породы. Огромное количество неудач в разведочном бурении связано с отсутствием представления о материнской породе и покрышке. Программный комплекс  PetroMod, позволяющий моделировать нефтегазоносные системы, и новые технологии оценки ловушек в Petrel увеличивают понимание этих критичных для задач разведки факторов. Petrel версии 2010 года позволяет создавать полномасштабные разведочные проекты с десятками тысяч скважин и большими региональными объемами сейсмических данных, также появился очень эффективный инструмент Structural Framework для геологического моделирования непосредственно на стадии интерпретации сейсмических данных.

В 2009 году была приобретена программная платформа для петрофизической интерпретации Techlog. Выходя за рамки петрофизики, Techlog соединяет смежные дисциплины в контексте петрофизики (керн и каротаж), геологию, бурение, разработку и добычу месторождений и геофизику  со всеми преимуществами современного и интуитивно понятного программного интерфейса. На данный момент  Techlog – это современный программный комплекс для петрофизической интерпретации, который за свою сравнительно короткую историю существования уже превратился в корпоративный стандарт для многих ведущих нефтегазодобывающих компаний.

В мае 2010 года на международном форуме Шлюмберже было объявлено об открытии  интернет-портала Ocean Store, который представляет собой уникальную площадку для поиска и приобретения программных модулей к Petrel, созданных независимыми разработчиками и компанией Шлюмберже. Уникальная платформа программирования Ocean предоставляет нефтегазовым компаниям неограниченные  возможности для развития функционала Petrel, за счет разработки собственных программных приложений.

Seismic Micro-Technology: Сегодня Kingdom развивается очень быстро и содержит множество улучшений. Лично меня впечатлила работа новых механизмов автокорреляции при обработке очень сложных данных в Казахстане. Также, модуль Colored Inversion – очень быстрый и точный инструмент, весьма полезный в процессе интерпретации данных.

Roxar Services AS: Перечисление наших последних разработок могло бы занять пару страниц формата А4. Недавно мы представили усовершенствованный и расширенный инструмент визуализации и анализа сейсмических данных для геомоделирования. Также мы расширили наш инструментарий межскважинной корреляции скважин и усовершенствовали функциональность геологического сопровождения бурения ГС и ННС, представили новую технологию моделирования соляных и интрузивных структур, внесли важные расширения в наш инструментарий трёхмерного геологического моделирования. Мы реализовали ряд важных технологий в области фильтрационного моделирования: учёт эффекта ГРП, усовершенствованную сегментную модель скважины, учёт неньютоновских свойств нефти, улучшенную модель мультигаз для моделирования МУН, связанных с закачкой газа и некоторые другие улучшения.

Landmark:
В середине прошлого года Landamrk запустил новое семейство продуктов по интегрированной интерпретации, моделированию и инженерными задачам – DecisionSpace Desktop.  Уникальность данного семейства продуктов заключается в том, что DecisionSpace Desktop аккумулирует многолетний опыт классических продуктов Landmark  в новой, Windows-подобной, простой в обучении и использовании, дружественной среде, добавляет серию новых типов данных и технологий , расширяющих возможности специалистов и базируется на проверенной десятилетиями системе управления данными  – OpenWorks. В новой среде возможно совместное использование «старых» – классических продуктов (SeisWorks, StratWorks, ZMap, и.т.д) и новых продуктов семейства DecisionSpace Desktop. Данные, знания и опыт, накопленные в течении десятилетий могут в полной мере использоваться в новой среде с новыми возможностями, а начинающие пользователи могут быстро освоить и эффективно использовать систему за счет современного и дружественного интерфейса. Многопользовательский режим, глубокая междисциплинарная интеграция и преемственность со  средой и технологиями предыдущих поколений – основные отличия DecisionSpace Desktop от других систем, представленных на рынке.

Tigress Ингеосервис:
Геоинформационные системы для каталогизации, контроля качества и управления данными разведки и добычи. Примером может служить наша новая система GeoBrowse 4, разработанная здесь, в Тюмени.

Мы используем современную, предназначенную для облачной обработки данных, технологию виртуализации для создания сверхсовременных цифровых интегрированных систем управления данными, таких как, например, программный пакет TIGRESS Professional, выход которого ожидается в ближайшем будущем.

Сбор данных нефтяного месторождения в режиме реального времени.

7. Технология использования геолого-геофизического ПО играет ключевую роль на всех этапах эксплуатации месторождений. Насколько она используется в этом качестве в России?

Baker Hughes: Baker Hughes имеет относительно небольшой опыт в этой сфере как и весь русский рынок. Baker Hughes использует глобальный опыт в стратегиях обновления старых месторождений с целью помощи нашим клиентам в Росии. В настоящее время мы работаем над несколькими крупными проектами для лидирующих нефтяных производителей с помощью ресурсов компании RDS в Канаде, Абердине и на Ближнем Востоке. Эти специалисты сотрудничают c нашим местным персоналом, клиентами и региональными научно-исследовательскими институтами для того, чтобы предложить лучшие рекомендации для проектов по развитию месторождений.

Schlumberger:
Существует множество примеров иллюстрирующих применение программных технологий интерпретации и моделирования Шлюмберже на различных этапах разведки и разработки месторождений в России. Один из самых показательных примеров – успешная программа бурения на новом карбонатном месторождении с очень сложным геологическим строением в Восточной Сибири. Нашему заказчику удалось достигнуть значительных результатов за счет использования сейсмических данных в Petrel и применения плагина для расширенной интерпретации этих данных, созданного в среде Ocean. Успешность бурения превзошла самые смелые ожидания.

Или другой пример реабилитации месторождения в поздней стадии разработки в Западной Сибири – в программном комплексе Techlog была выполнена переинтерпретация данных ГИС по нескольким сотням скважин, результаты были переданы в Petrel и было выполнено обновление модели месторождения. И все это за несколько недель, а не месяцев, как при использовании традиционных для отрасли подходов. Были выявлены остаточные запасы, заказчику удалось реализовать  успешную программу бурения боковых стволов. Значительные экономические результаты наблюдаются за счет применения нашими заказчиками технологий интегрированного моделирования активов (пласт – скважина – инфраструктура – переработка – экономика), что позволяет получить наиболее адекватные  планы разработки. Существует множество успешных примеров внедрения новых технологий, равно как и огромные возможности для реализации потенциала новых технологий для целей эффективной разведки и разработки месторождений.

Seismic Micro-Technology: Сегодня Kingdom используется многими нефтяными компаниями на разных стадиях отработки месторождений. Хотя исторически Kingdom и позиционировался как инструмент интерпретации, теперь наш программный комплекс также помогает инженерам-поисковикам анализировать и обновлять сейсмические данные и интерпретации, а инженерам по бурению – работать с искривленными скважинами. Кроме того, мы только что выпустили Kingdom 8.6 с новой функциональной возможностью Microseismic, которая поможет инженерам контролировать направление гидроразрывов.

Roxar Services AS: В настоящее время мы видим, 100% использование геологического и фильтрационного моделирования в процессе проектирования месторождений. Однако Российские компании могли бы больше использовать инструментарий моделирования для принятия оперативных решений. Некоторые из наших клиентов сегодня используют эту практику, но её можно было бы применять для  значительно большего числа активов. В любом случае мы видим, что компании используют технологии моделирования  на уровне управления месторождениями и получают хороший экономический эффект.. Поэтому широкое использование геологического и фильтрационного моделирования в добывающих подразделениях по всей России представляется нам только вопросом времени.

Landmark:
Геолого-геофизические технологии используются в России на всех этапах жизни месторождения, но в силу объективных условий (в России много хорошо разбуренных месторождений), наиболее широко эти технологии используются на поисково-разведочных этапах работ. Несмотря на это, использование современных методик и технологий геолого-геофизических работ, например 4D, имеет так же определенный потенциал для этапа разработки и добычи.

Tigress Ингеосервис: Наши средства геологического контроля и контроля добычи, основанные на технологии Tigress, используются многими российскими нефтяными компаниями для контроля добычи и разведки нефти. Наш подход ориентирован на клиента: каждый устанавливаемый пакет и набор отчетности адаптирован к потребностям конкретного клиента

8. Какое будущее, по вашему мнению, ожидает ваши программные продукты G&G в России?


Baker Hughes:
C моей точки зрения, рынок в скором времени поймет насколько важны данные записываемые и передаваемые в процессе бурения (LWD RT) а также пакеты программ, которые позволяют собирать, обрабатывать и отображать данные из разных скважин во время их бурения и одновременное введение этих данных в единую трехмерную геологическую модель месторождения. Благодаря этому станет возможным принятие решений, базируясь на трехмерных данных, вместо того, чтобы обновлять двухмерный срез месторождения. С постоянно обновляемой полной моделью месторождения мы можем принять решение во время бурения скважины для ее расположения в идеальном месте. Еще одна польза этого метода – легкий доступ к любым данным любого участка пласта с помощью всего лишь одного щелчка на этот участок. Использование  лучших доступных  данных для принятия лучших решений с целью строительства лучших скважин.

Schlumberger: Развитие концепции интеграции «от обработки и интерпретации до управления добычей» в рамках единой программной платформы Petrel должно позволить нефтегазовым компаниям намного быстрее обновлять модели месторождений и сократить время на обучение новых специалистов. Мы ожидаем существенного увеличения использования методик анализа рисков и неопределенностей, так как компании уже осознают необходимость принимать во внимание и анализировать качество данных и их различные интерпретации на всех этапах принятия решений по разработке месторождения.  И, думаю, множество талантливых российских программистов внесут свой вклад в глобальное продвижение среды Ocean, и в создание инновационных технологий для решения сложнейших отраслевых  задач.

Seismic Micro-Technology: Я думаю, потенциал здесь огромен. За последние годы мы показали значительный рост, и я надеюсь, что этот рост будет продолжаться еще много лет. Не смотря на насыщенность рынка, мы внедряем Kingdom в крупных компаниях, заменяя программные решения наших конкурентов. Kingdom – очень простой в использовании и экономически эффективный инструмент, позволяющий обрабатывать огромные объемы данных. Я наблюдал, как с помощью Kingdom обрабатывались данные по огромным региональным и морским проектам, и это еще раз доказывает, что наш программный комплекс имеет огромный потенциал на рынке.

Roxar Services AS: Мы много инвестируем в технологическое развитие наших программных комплексов. Мы изобретаем и совершенствуем технологии, расширяем функциональность и в то же время делаем наше ПО более доступным для новых пользователей. Эта стратегия влияет на все регионы, где работает Roxar, но в России такие инвестиции окупаются быстрее. Причина в том, что Российские геологи и разработчики  с их высоким  уровнем образования, квалификацией, креативностью и умением внедрять новые технологии способны максимально эффективно использовать наше ПО. С нашими программой разработки ПО и имеющейся пользовательской базой, мы уверены в блестящем будущем Roxar в России.

Landmark: Наши новые продукты семейства DecisionSpace Desktop продолжают уникальную историю Landmark в индустрии. Интегрированное решение для геолого-геофизических задач, моделирования и инженерных задач в многопользовательской среде (на базе Windows  или LINUX) c использованием системы управления данными OpenWorks не имеет аналогов и имеет гигантский потенциал развития, заложенный в самой архитектуре системы и её открытости.
DecisionSpace Desktop предлагает нашим клиентам:
»    Необходимые данные

»    Проверенные технологии

»    Весь накопленный опыт

Tigress Ингеосервис: Превосходное.

Share in top social networks!






СПОНСОРСКАЯ РЕКЛАМА





































rogtec
Tel: +350 2162 4000    Fax:+350 2162 4001
ROGTEC Magazine © 2009/2014 - All rights Reserved | Legal Disclaimer
Website design and development by Saul Haslam and Tictac Studio - SEO by Solar Internet Specialists in SEO Spain
[Valid RSS] Valid XHTML 1.0 Transitional ROGTEC Magazine in Twitter ROGTEC Magazine in LinkedIn ROGTEC Magazine Feed
ROGTEC Magazine in englishROGTEC Magazine in russian
s