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

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

Tuesday, May 31st, 2011

Новая программная платформа Motorola Solutions для системы радиосвязи TETRA сократит потребление энергии на 60%

Dimetra™ SR 8.0 предоставит сетевым операторам упрощенную и экономически эффективную платформу для обеспечения критически важных коммуникаций в сфере общественной безопасности

Компания Motorola Solutions, ведущий поставщик решений для оперативной связи, объявила сегодня о выпуске Dimetra SR 8.0 – новой программной платформы для системы радиосвязи TETRA (TErrestrial Trunked RAdio). Платформа Dimetra SR 8.0 обеспечит высокую производительность при компактных размерах и поможет заказчикам оптимально использовать ограниченное пространство для установки. Платформа повысит устойчивость и функциональность сети, сократит расходы на эксплуатацию и предложит новые возможности для модернизации и управления сетью.
Платформа Dimetra уже сейчас обеспечивает пользователей критически важных приложений упрощенным скоростным доступом к данным, более высоким уровнем безопасности, а также масштабируемой емкостью и покрытием сети. Более того, Dimetra SR 8.0 является первой программной платформой, которая может устанавливать соединение с сетями, отличными от TETRA, включая совместимые сети LTE. Благодаря возможностям нового решения, организации общественной безопасности – правоохранительные органы, пожарные службы и скорая помощь – смогут осуществлять коммуникации как в широкополосных, так и в TETRA сетях. Новые функции помогут заказчикам в дальнейшем развитии сетевой инфраструктуры, а также позволят удовлетворить их специфические требования, повысить эффективность работы и оптимизировать капитальные затраты операторов.
КЛЮЧЕВЫЕ ФАКТЫ
• Улучшенный функционал платформы Dimetra SR 8.0 обеспечивает упрощенную, устойчивую и экономически эффективную систему TETRA, поддерживающую критически важные приложения для передачи голоса и данных.

• Dimetra SR 8.0 поддерживает архитектуру нового поколения, которая поможет сетевым операторам значительно сократить операционные расходы (OPEX). Решение обеспечит снижение энергетических затрат на 60% и сокращение общей площади коммутационных помещений на 30% по сравнению с предыдущей версией.

• Dimetra SR 8.0 обладает функцией автоматического обновления системы, которая позволит сетевым операторам отказаться от привлечения дорогостоящих услуг ИТ-специалистов и снизить общие временные затраты на обновление. Новая система обладает функцией практически моментального обновления, снижая сервисные издержки более чем на 60% по сравнению с предыдущей версией.

• Кроме того, интегрированные функции широкополосной сети предоставят пользователям возможность постоянно обновлять и развивать систему TETRA в соответствии с их нуждами и с появлением новых технологий.

• Dimetra SR 8.0 поступит в продажу в ноябре 2011 года.

Том Куирк, вице-президент и генеральный менеджер, международная организация TETRA, Motorola Solutions:
«Возможность установки соединения с другими сетями, включая совместимые сети LTE, делает Dimetra SR 8.0 уникальной в своем роде платформой. Решение наглядно демонстрирует наш вклад в развитие сферы общественной безопасности следующего поколения, основанной на технологии TETRA, которая обеспечивает передачу критически важных голосовых данных и взаимодействие с широкополосными сетями. Это перспективное решение поможет службам экстренного реагирования снизить затраты на эксплуатацию сетей, и в то же время повысить эффективность их работы».

Подробно о решениях TETRA можно узнать на веб-сайте компании Motorola Solutions
Блог: www.motorola.com/twc

Share in top social networks!


Tuesday, May 31st, 2011

Успешное решение многоуровневых задач в нефтедобыче

Для успешного решения производственных и технологических задач в нефтедобыче, управления работой скважин и ее оптимизации ОАО «Татнефть» использует контроллеры фирмы Lufkin Automation. С их помощью осуществляется дистанционный контроль глубинно-насосного оборудования, задаются режимы функционирования скважин, что способствует повышению темпов отбора добываемой продукции и снижению эксплуатационных затрат. Сегодня в эксплуатации на скважинах Компании находится 2507 контроллера.

Использование контроллеров фирмы Lufkin Automation позволяет в режиме реального времени осуществлять постоянный мониторинг и диагностику работы глубинно-насосного оборудования, отслеживать параметры, снимать динамограммы с передачей информации на диспетчерский пульт для оперативных действий как с промысла, так и с устья скважины.

Технологические уставки, введенные в контроллер, дают возможность регулировать параметры отбора и контролировать нагрузки на головку балансира станков-качалок, тем самым предотвращая обрыв штанг. Программное обеспечение контроллера позволяет выбирать необходимый режим отбора продукции и автоматизировать этот процесс.

Эти программно-технические комплексы позволяют в автоматическом режиме поддерживать динамический уровень у приема насоса и тем самым повышать дебит жидкости, а также снижать энергетические затраты на подъем жидкости, уменьшая длину подвески глубинно-насосного оборудования (ГНО) и количество штанг при заданном режиме отбора продукции.

Применение контроллеров Lufkin Automation связано не только с мониторингом работы глубинно-насосного и поверхностного оборудования, но и с контролем процесса разработки месторождений. С их помощью отслеживаются отбор продукции и забойные давления, их взаимодействие в динамике работы добывающего и нагнетательного фонда скважин.

Справка

В ОАО «Татнефть» внедрение контроллеров фирмы Lufkin Automation начато с 2005 года. В основном контроллеры внедряются в соответствии с инвестиционными программами на вновь вводимых скважинах, скважинах с ОРЭ, высокодебитных скважинах.

source www.tatneft.ru

Share in top social networks!


Tuesday, May 31st, 2011

ОАО ТАНЕКО с рабочим визитом посетил президент Татарстана Рустам Минниханов

Глава республики Рустам Минниханов провёл заседание республиканского штаба строительства Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамск (Республика Татарстан).
Перед началом совещания президент Татарстана в сопровождении генерального директора ОАО «Татнефть» Ш.Тахаутдинова, первого заместителя генерального директора ОАО «Татнефть» – начальника УРНиН Н.Маганова, генерального директора ОАО «ТАНЕКО» Х.Багманова, главы Нижнекамского муниципального района А.Метшина посетил производственные площадки этого стратегического объекта ОАО “Татнефть”.
Насыщенная программа визита началась с посещения установок висбрекинга и производства серы, которые президент назвал одними из узловых объектов Комплекса. В настоящее время здесь по графику продолжаются механомонтажные работы и гидроиспытания оборудования, ведется пусконаладка АСУТП.
Следующим объектом рабочего визита стала станция горячей воды, где происходит подготовка промтеплофикационной воды, которая в отопительный период используется для обогрева аппаратов и трубопроводов. Ввод в эксплуатацию станции горячей воды и подача промтеплофикационной воды в общезаводские сети Комплекса стали завершающим этапом в обеспечении ОАО «ТАНЕКО» всеми необходимыми энергоресурсами.
Оценивая готовность сырьевого парка нефти и товарной насосной светлых нефтепродуктов к коммерческой эксплуатации Комплекса НП и НХЗ, глава республики акцентировал внимание на экологической составляющей. При строительстве этих объектов использовались самые оптимальные из существующих технологий, что позволило достичь максимальной герметичности резервуаров, насосов и соответственно предотвратить выбросы вредных веществ. Тема охраны окружающей среды получила развитие в процессе детального ознакомления с работой очистных сооружений. Их введение в эксплуатацию происходит параллельно с объектами, обеспечивающими выработку нефтепродуктов. Тем самым «ТАНЕКО» подтверждает, что выпуск продукции, отвечающей высоким экологическим стандартам при минимальном влиянии процессов производства на окружающую среду, входит в число основных приоритетов компании.
Постоянно в фокусе внимания президента РТ находится развитие информационных технологий, поэтому при посещении операторной товарно-сырьевых парков его интересовала организация работ по этому направлению. По словам Рустама Минниханова, используемые IT-технологии должны соответствовать мировой практике, обеспечивая безопасность ведения технологического процесса и ускорять время для принятия решений.
В ходе объезда промышленной площадки Рустам Минниханов отметил необходимость благоустройства территории после завершения всех строительно-монтажных работ.
Информацию о деятельности подрядных организаций на заседании республиканского штаба представил генеральный директор ОАО «ТАНЕКО» Х.Багманов. В своем докладе он ознакомил собравшихся с алгоритмом действий, обеспечивающих успешный ввод в эксплуатацию оптимизированного Пускового комплекса 1А1.
В завершение заседания президент поздравил коллектив «ТАНЕКО» с Днём химика и вручил республиканские награды представителям компании и подрядных организаций. Предваряя церемонию награждения, Рустам Минниханов отметил серьезность и значимость реализуемого проекта и достойный уважения труд рабочих и специалистов Комплекса. медалью Республики Татарстан «За доблестный труд» награждён заместитель главного инженера (по производству первичной переработки нефти) М.Габидуллин, почетное звание «Заслуженный химик РТ» присвоено заместителю директора проекта – директору нефтеперерабатывающего завода Ч.Халилову и главному технологу Ф.Гильманову, Благодарственным письмом Президента РТ поощрен главный механик М.Башаров.

source www.tatneft.ru

Share in top social networks!


Tuesday, May 31st, 2011

Газпром нефть и Schlumberger заключили соглашение о технологическом сотрудничестве

Газпром нефть и Schlumberger заключили соглашение о технологическом сотрудничестве, целью которого является повышение эффективности геологоразведки, разработки и добычи углеводородов на месторождениях «Газпром нефти» в России и за рубежом. В рамках достигнутых договоренностей начинает работу координационный комитет, куда войдут представители обеих компаний. Сотрудничество позволит «Газпром нефти» эффективно осуществлять выбор новых технологий, предлагаемых Schlumberger и расширить возможности по подготовке кадров.

«Задача нашей совместной работы — развитие эффективных производственных отношений между компаниями и адаптация самых передовых и современных технологий Schlumberger к потребностям «Газпром нефти» для достижения максимального результата. Конечной целью взаимодействия является сокращение затрат на разработку месторождений и одновременное увеличение добычи за счет обеспечения технологической целостности добывающих проектов как в России, так и за рубежом», — отметил заместитель генерального директора «Газпром нефти» по разведке и добыче Борис Зильберминц.

source http://www.gazprom-neft.ru/press-center/news/4161/

Share in top social networks!


Wednesday, May 25th, 2011

ОТКРЫВАЯ НОВЫЕ ГОРИЗОНТЫ РОССИЙСКОМУ БИЗНЕСУ

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

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

Так, на основе анализа собранной информации и всестороннего изучения методов и технологий строительства скважин, применяемых в России, СПД выработала собственную стратегию в этой области. Ее суть — применение лучшего российского бурового оборудования, материалов и производственного опыта в этой сфере плюс использование организационных и технологических решений, апробированных в концерне «Шелл». Таким образом, в своей работе компания объединяет лучший российский и международный опыт. Впоследствии эта стратегия получила развитие в концепции «Россия плюс», которой компания придерживается не только в строительстве скважин, но в других областях своей деятельности: от нефтедобычи до охраны окружающей среды и социального партнерства. Согласно этой концепции, компания не навязывает международный способ ведения бизнеса, а принимает российские ценности и традиции, но добавляет к ним те элементы международной технологии или систем управления, которые помогают бизнесу.

Такой подход помогает не только самой компании, ее акционерам, но и всем организациям, задействованным в реализации Салымского проекта. После тщательного анализа рынка буровых подрядчиков компания остановила выбор на двух подрядных организациях – российской «Сибирской сервисной компании» (ССК) и иностранной KCA Deutag. С одной стороны, такой выбор способствует здоровой конкуренции данных компаний и позволяет СПД постоянно оптимизировать процесс бурения, улучшая производственные показатели строительства скважин. Оба подрядчика заинтересованы в совершенствовании своих бизнес-процессов и внедрении современных технологий бурения. Они регулярно обновляют рекорды по скорости проходки одной скважины. С другой стороны, KCA Deutag получает ценный опыт работы в российской нефтегазовой провинции, а у ССК появляется отличная возможность узнать требования к работе зарубежных компаний и соответствовать им, чтобы быть конкурентоспособной на мировом рынке. «Для нашей компании участие в Салымском проекте очень интересно и полезно, –  рассказывает первый заместитель генерального директора ССК Владимир Шестериков. – Прежде всего, это стабильный и долгосрочный заказ, а также возможность ближе познакомиться с ценным опытом специалистов СПД, участвовавших в реализации крупных нефтяных проектов «Шелл» и других международных нефтедобывающих компаний. Мы надеемся, что успешное сотрудничество с СПД будет способствовать укреплению авторитета ССК среди потенциальных заказчиков в России, а приобретенный опыт поможет нам при участии в тендерах на выполнение буровых работ за рубежом».

Для большинства российских компаний наиболее сложной задачей становится соответствие высоким международным стандартам в области охраны здоровья, труда и окружающей среды. «Первое, на что мы обратили внимание, работая с СПД, то очень жесткие требования компании в отношении безопасных условий труда на производственных объектах подрядчика»,  – подчеркивает Владимир Шестериков. Его поддерживает и представитель другой подрядной организации, работающей на Салымском нефтепромысле – генеральный директор НПП «Буринтех» Гиният Ишбаев. «Нам пришлось учиться мыслить немного иначе, чем мы привыкли. Требования к технике безопасности и охране труда, применяемые в СПД, позволили нам пересмотреть свое отношение к этим аспектам работы, внести изменения в процесс обучения специалистов, требования и политики», – отмечает руководитель компании производителя бурового оборудования. Со своими коллегами соглашается и генеральный директор «СибБурМаш» Булат Хайруллин: «В начале совместной работы требования СПД казались необычайно жесткими. Но со временем мы стали относиться к ним как к высоким стандартам эффективности работ». То, что приоритетным вопросом для СПД является здоровье и жизни людей, работающих на месторождениях, подтверждает и главный инженер экспедиции «Когалымнефтегеофизика» (КНГФ) Айрат Мустафин. Его компании, оказывающей СПД услуги по исследованию скважин, по его словам, «пришлось приспосабливать свою деятельность под политику СПД в области охраны здоровья, труда, окружающей среды и безопасности». «В отличие от большинства организаций с формальным отношением к этим вопросам СПД вовлекает весь персонал подрядных и субподрядных организаций, начиная с высшего руководства и заканчивая рядовыми сотрудниками, проводит разъяснительные мероприятия, обучает методам безопасных работ и бережного отношения к окружающей среде», – рассказывает Айрат Мустафин. В результате интенсивной работы по созданию безопасной культуры производства на Салымском месторождении бригады подрядных организаций постоянно улучшают показатели в области охраны труда и здоровья. Так, например, компания «СибБурмаш» уже 6 лет работает на Салымском нефтепромысле без происшествий с потерей трудоспособности. Это свидетельствует о том, что российские подрядные организации перенимают западное отношение к вопросам безопасности и существенно улучшают работу в этом направлении.

Острая конкуренция мирового нефтесервисного рынка требует от всех его участников постоянного совершенствования выполняемых работ, повышения производительности, оптимизации бизнес-процессов. Благодаря высоким требованиям, предъявляемым СПД к выполняемым подрядными организациями операциям, работающие на Салымском проекте компании вынуждены изо дня в день улучшать свои производственные показатели. В июне 2005 года СПД впервые опробовала буровые долота компании «Буринтех». Результат оказался поразительным: средняя скорость проходки с использованием долот российского производителя в 2 раза превысила показатели импортного инструмента. Но инженеры компаний СПД и «Буринтех» посчитали, что полученные результаты далеки от оптимальных, и продолжили работу по дальнейшему усовершенствованию этой продукции. Специалисты НПП «Буринтех» постоянно находились на буровых, что позволило эффективно и оперативно решать все вопросы, быстро опробовать нововведения — и в конечном счете способствовало увеличению скорости проходки еще на 20%. Если на бурение первой скважины у СПД ушло 34 суток, то сегодня компания бурит скважины в среднем за 10 суток. Постоянно улучшает свои производственные показатели и компания «СибБурмаш». «Начав с рейсов отбора керна длиной 6 метров, сегодня мы уже осуществляем рейсы длиной 36 метров за один спуск, а механическая скорость проходки при бурении в среднем по скважине возросла в 4 раза – с 1,96 м/час до 7,93 м/час»,  – делится успехами генеральный директор компании Булат Хайруллин.

При разработке Салымских месторождений СПД опирается не только на опыт российских сервисных компаний, но на продукцию российской промышленности. Все материалы, которые СПД использует для строительства скважин, в том числе обсадные трубы, устьевое оборудование и оборудование для заканчивания скважин, произведены в России. Так, буровые станки БУ-3900 и БУ-4500, которые использует компания, – продукция ОАО «Уралмаш». Обсадные и линейные трубы СПД закупает у  ТМК и ОМК, устьевую обвязку и фонтанную арматуру – у компании «Корвет». Буровые долота на Салымский проект поставляет не только НПП «Буринтех», но и компания «Волгобурмаш».  Скважины Салымских месторождений оснащаются электроцентробежными насосами российского производства от компаний «Борец», «Новомет» и «Алнас». Компания «Инсист-Автоматика» успешно ввела эксплуатацию на Салымском нефтепромысле комплексное решение для трубопроводов с интегрированной системой обнаружения утечек, а компания «Микон» внедряет в СПД технологическую новинку для мониторинга удаленного контроля уровня жидкости в затрубном пространстве.

В 2007 году в компании «Шелл», одном из акционеров СПД, организован отдел по привлечению российских предприятий. Его задача – содействовать российским подрядчикам и производителям, желающим принять участие в тендерах компании за рубежом. Целый ряд компаний, в том числе и сотрудничающих с СПД, получил возможность участвовать в проектах производственных подразделений «Шелл» в других странах. Российские компании вызвали интерес у проектов в Сирии, Омане и Нигерии, Ливии и Малайзии. Продукцией компании «Буринтех» уже заинтересовались в Нидерландах, США и  Брунее. Гиният Ишбаев рассказывает, что  для его компании работа на Салымском проекте была первым серьезным опытом взаимодействия с западной системой ведения буровых работ: «Несомненно, партнерство с СПД сделало и нашу компанию лучше. Положительный результат командной работы на Салымском проекте дал ощутимый толчок развитию нашей компанией международных отношений. Нашими клиентами в России стали практически все международные компании, значительно расширяется круг зарубежных заказчиков». «Буринтех» планирует и дальнейшее участие в тендерах, а также проведение испытаний на других проектах совместно с концерном «Шелл».

Преимущества участия в Салымском проекте видит и генеральный директор «СибБурМаш» Булат Хайруллин. Он отмечает: «Новые технологии отбора керна, освоенные  нашими специалистами  в процессе партнерства с СПД на Салымских месторождениях, быстро выйдут на российский рынок. Ведь «СибБурМаш» работает во всех основных нефтедобывающих регионах России. Теперь компания и в других своих проектах сможет использовать опыт длинных рейсов по отбору керна, которые позволяют получить более полную геологическую информацию о свойствах горных пород».

Амбициозные планы на будущее строит руководство компании «Когалымнефтегеофизика», которая до сотрудничества с СПД не имела опыта работа с представителями западной производственной культуры. В рамках Салымского проекта КНГФ смогла значительно улучшить свои производственные показатели и составила конкуренцию ведущим международным сервисным компаниям, работающим на Салымских месторождениях. По заказу СПД «Когалымнефтегеофизика» разработала и успешно применила единую связку каротажных приборов ComboTool. Эта аппаратура схожа по характеристикам с передовыми западными разработками, в том числе с комплексным прибором Platform Express  компании «Шлюмберже», который также применяется на Салымском нефтепромысле. Высокая разрешающая способность данных приборов позволяет специалистам КНГФ и СПД более точно оценивать толщины и свойства продуктивных коллекторов.

СПД стремится поддерживать здоровую конкуренцию между поставщиками и подрядчиками, участвующими в реализации Салымского проекта.  Компания активно способствует продвижению российских компаний на международный рынок. На услуги и оборудование, получаемое от российских подрядных организаций, приходится более 80% бюджета компании. СПД проводит отбор подрядчиков на конкурсной основе, обеспечивая при этом равные условия и объективность оценок всех полученных предложений. При прочих равных условиях СПД отдает предпочтение региональным компаниям. На долю местных поставщиков — из поселка Салым и Нефтеюганского района — приходится порядка 15% всех расходов СПД.

Александр Ефимов: Старший специалист по внешним связям, SPD

Share in top social networks!


Wednesday, May 25th, 2011

Будущее Каспия затмит его прошлое

История нефтедобычи на Каспийском море – одна из самых старых историй в бизнесе разведки и добычи углеводородов. Вряд ли найдется кто-нибудь, не знакомый с ролью Каспия как одного из первейших крупных нефтепроизводящих центров в мире: к 1900 году здесь уже насчитывалось больше трех тысяч работающих скважин. Но в первичном секторе нефтяного бизнеса нужно всегда смотреть в будущее, а в этом внутриконтинентальном морском районе смотреть, что ждет там, впереди, действительно предпочтительнее, нежели тратить время, оглядываясь в прошлое на былые достижения, какими бы впечатляющими они ни были.

Многие по-прежнему считают Каспий простым мелководным благодатным районом. Но уже сейчас существуют планируемые или находящиеся на ранних стадиях внедрения разработки, которые предполагают осуществление действий в этом закрытом море на ранее не затрагиваемых глубинных участках, а учитывая произошедшее с компанией BP (которая уже является хорошо устоявшимся крупным игроком на Каспийском море) в Мексиканском заливе в прошлом году, это означает еще более усиленное внимание к вопросам экологической ответственности в  “пост-Макондовских”  условиях на территории, которая считается одной из наиболее чувствительных экосистем в мире.

Кроме этого, северная часть моря ежегодно остается скованной льдом довольно продолжительное время, и это также создает уникальные по сложности задачи для планируемых или находящихся на ранних стадиях разработки морских проектов России и Казахстана.

Говоря же языком сухих фактов, лидирующую роль в производстве и нефти, и газа в водах Каспийского моря играет все же Азербайджан. Ожидается, что он продолжит нести пальму первенства по капитальным затратам в этом регионе еще долгие годы, в то время как Казахстан, Россия и Туркменистан будут тратить от 1.6 до 2 миллиардов долларов ежегодно в период с 2011 по 2015 год, согласно недавно опубликованным оценкам аналитической компании Infield Systems.

Флагманским в Каспийском регионе станет проект “Полномасштабное освоение месторождения (ПМОМ) Шах-Дениз” в азербайджанском секторе моря. Этот гигантский проект представляет собой второй этап освоения этого района, включающий также расширение Южнокавказкого газопровода. Продолжение работ по проекту стало возможным после пятилетнего продления соглашения о разделении продукции (СРП) до 2036 года, подписанного в конце прошлого года Азербайджанской государственной нефтяной компанией SOCAR и партнерами по проекту Шах-Дениз – компаниями BP, Statoil и Total.

Возглавляемый BP (имеющей 25.5% прямого долевого участия), второй этап разработки втрое увеличит общую производительность поля и обеспечит дополнительные 16 миллиардов кубометров газа и до 100 тысяч баррелей конденсата.

Проект потребует серьезных расходов со стороны BP и ее партнеров: предполагается строительство двух новых морских платформ, которые будут произведены в Азербайджане, бурение до 30 подводных морских скважин и протяжка свыше 500 километров подводного газопровода. Кроме этого,  также потребуется значительное расширение Сангачальского терминала и модернизация 700 километров Южнокавказского трубопровода в Грузию и Турцию для увеличения его пропускной способности до уровня свыше 20 миллиардов кубометров в год. По проекту Шах-Дениз ПМОМ все еще продолжаются оценочные работы и закладываются такие скважины как “SDX-06 оценочная”, недавно успешно пробуренная с помощью буровой установки Istiglal. Скважина находится в северной части поля и пробурена на проектную конечную глубину 6272 метров. Теперь Istiglal должна переехать и продолжить оценочные работы на других участках поля.

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

Первый газ планируется добыть в 2017 году, инженерные исследования все еще ведутся и планируются к завершению в середине текущего года, чтобы проект продолжился по графику и смог перейти на следующий этап своего развития.

Господин Ал Кук, вице-президент по проекту развития месторождения Шах-Дениз компании BP, недавно назвал это поле с 30 триллионами кубометров газа “одним из величайших мировых газовых месторождений” и заявил, что проект полномасштабной отработки месторождения теперь готов перейти к этапу принятия финального решения по инвестированию.

“Это действительно гигантский проект. На сегодняшний день, он является крупнейшим из всего портфеля мировых месторождений BP и, несомненно, одним из крупнейших в мире. Первая добыча газа в 2017 году позволит нам увеличить поставки газа с сегодняшних 8 миллиардов до общего объема поставок в 24 миллиарда кубометров”, – сказал он.

Но Шах-Дениз – это не единственный проект в центре внимания BP и SOCAR на грядущие годы. Подписанное двумя компаниями в октябре прошлого года соглашение (СРП) о совместной разведке и разработке блока Шафаг-Асиман, также находящегося в морском секторе Азербайджана, ознаменовало начало двустороннего сотрудничества по разведке и разработке нового морского блока.

Согласно 30-летнему СРП, оператором проекта будет BP c 50% долей, а SOCAR будет принадлежать вторая половина проекта. Блок располагается примерно в 125 километрах к юго-востоку от Баку и покрывает площадь около 1100 квадратных километров, являясь при этом действительно новой и неисследованной территорией. Находясь в той части Каспия, где диапазоны глубин колеблются в пределах 800 метров, продуктивные пласты залегают на глубине около 7000 метров.

Также не стоит забывать, что предстоит еще проделать огромную работу (и понести материальные затраты) по развитию месторождения Азери-Шираг-Гунашли (АШГ).

Эксплуатационные расходы на этот огромный новаторский проект в прошлом году составили 426 миллионов, а капитальные затраты 1.65 миллиарда долларов. Оператор этого проекта – снова компания BP с долей участия 37.4%, а ее партнеры – Chevron (11.3%), SOCAR (10%), INPEX (11%), Statoil (8.6%), ExxonMobil (8%), TPAO (6.7%), ITOCHU (4.3%) и Hess (2.7%).

Производящая в среднем 823100 баррелей в день с платформ Шираг, Центральная Азери, Западная Азери, Восточная Азери и Глубоководная Гунашли, это разработка мирового класса. Текущие мероприятия по проекту включают ремонт буровой на платформе Шираг – его планируют завершить в четвертом квартале этого года, сдачу двух новых производственных нефтяных скважин (B04z и B18y) и бурение одной газонагнетательной скважины (B01y) в течение 2011 года. До конца этого года на Западной Азери будет закончена производственная скважина (C15z), еще одна на Восточной Азери (D20) и еще одна на Глубоководной Гунашли (E16).

Учитывая, что новая платформа работающего нефтяного проекта Шираг стоимостью 6 миллиардов долларов вскоре будет установлена в районе Шираг-Глубоководная Гунашли, на глубине 170 метров, производственные, буровые и жилые сооружения будут частично соединены с существующими сооружениями ГВГ посредством подводного трубопровода для вывода пластовых вод и нагнетания воды для заводнения пласта.

Около 4 миллиардов долларов из общей суммы будут потрачены на строительство сооружений по программе предварительных буровых работ, а остальные средства пойдут на бурение скважин во время обустройства платформы уже на этапе эксплуатации. Первую нефть планируют добыть в конце 2013 года.

Не менее огромный проект находится севернее в Каспийском море, где итальянская Eni и ее партнеры разрабатывают многомиллиардное Кашаганское поле Северо-Каспийского СРП в 80 километрах юго-восточнее Атырау. В СРП входят и другие поля, такие как Юго-Западный Кашаган, Каламкас, Актоты и Кайран; эти месторождения продолжат оставаться центром внимания работ по разведке и разработке в морских водах Казахстана на ближайшие годы.

Через Аджип Казахстан Норт Каспиан Оперейтинг Компании Б.В., Eni отвечает за исполнение первого этапа и за континентальную часть второго этапа разработки этого технически сложного поля, где извлекаемые запасы оцениваются как минимум в 11 миллиардов баррелей.

Поэтапный план развития месторождения, предполагающий производство от 7 до 9 миллиардов баррелей общих извлекаемых запасов и увеличение общего объема добычи до 13 миллиардов баррелей путем частичной повторной закачки газа, делает этот проект еще одним проектом мирового класса в Каспийском регионе.

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

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

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

Как считают представители компании Eni, после выполнения работ, предусмотренных следующими этапами разработки, производство в период пиковой добычи достигнет 1.5 миллиона баррелей в день, что на 25% превышает первоначально планируемые показатели.

Это станет дополнением к другим открытым месторождениям в районе действия СРП, где уже успешно завершено бурение оценочных скважин на участках Актоты, Кайран и Каламкас. Партнеры по проекту Кашаган – компании Eni, ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Total и ConocoPhillips.

Также в казахстанских водах Каспия, недавняя разведочная скважина в N-блоке лицензионной площади, принадлежащей консорциуму во главе с ConocoPhillips, показала ранние признаки перспективности, хотя официально это еще не подтверждено. Первая скважина блока показала наличие угловодородов на нескольких интервалах еще до того, как ранее в этом году ее бурение было завершено, по словам Каиргельды Кабылдина, главы казахстанской государственной нефтяной компании КазМунайГаз.

Хотя поле все еще находится на раннем этапе освоения, господин Кабылдин говорит, что запасы пластовой нефти могут составлять свыше 4.6 миллиарда баррелей. Целью бурения скважины был самый большой перспективный участок в морских водах Казастана с момента открытия Кашагана в 2000 году.

N-блок расположен в 30 километрах к юго-юго-западу от Актау; 51% месторождения принадлежит КазМунайГазу, а Mubadala Oil & Gas из Абу-Даби и ConocoPhillips владеют по 24.5% проекта. Вторая скважина будет пробурена позднее в этом году для подтверждения результатов первой разведочной скважины на структуре Ракушечное Море. Строительство первой скважины обошлось в 100 миллионов долларов, после чего она была опечатана для предотвращения риска потенциального выброса, что уже произошло десять лет назад при бурении скважины в этой же структуре.

Казахстан продолжает привлекать интерес международных инвесторов. Так, индийская Oil & Natural Gas Corp. находится в процессе покупки 25% доли перспективного нефтеносного участка Сатпаев, что произошло после утверждения правительством Индии плана инвестиций на общую сумму в 400 миллионов долларов. Это включает подписной бонус в 13 миллионов и 80 миллионов долларов как платеж за вступление в капитал, а оставшаяся сумма будет потрачена на программу разведки месторождения.

Участок Сатпаев расположен в водах Каспийского моря на юго-западном побережье Казахстана. Остальные 75% участия в проекте останутся у КазМунайГаза.

Еще одним игроком на севере Каспия является, конечно же, Россия, на счету у которой уже восемь открытых крупных нефтяных полей и 16 определенных перспективных структур.

Извлекаемые запасы составляют свыше 1 миллиарда тонн в нефтяном эквиваленте, а российский ЛУКОЙЛ уже сделал первые шаги в добыче углеводородов в этом регионе, получив первую нефть месторождения имени Юрия Корчагина в 2009 году, после его открытия в 2000.

Ледостойкий производственный комплекс произведет порядка 30 миллионов тонн извлекаемых запасов нефти и 63 миллиарда кубометров газа; инвестиции оператора в этот проект на сегодняшний день составили уже около 1.2 миллиарда долларов.

Прогресс в российском секторе идет не так быстро, как надеялись некоторые обозреватели: планируемая разработка месторождения имени Владимира Филановского начнется лишь в 2014-2015 году. Предполагаемые запасы поля – 220 миллионов тонн нефти и 40 миллиардов кубометров газа. Вслед за разработкой этого месторождения, двумя годами позднее планируется начало работ по открытым месторождениям Сарматское и Хвалынское. Все это, разумеется, будет способствовать расширению ныне развивающейся инфраструктуры Астраханской области.

Определенно, потребность в такой инфраструктуре существует. Лукойл уже заявлял о потенциальной необходимости строительства 28 новых платформ и свыше 1000 километров трубопровода, требуемых для развития этого и других нефтяных полей в данном регионе в период на ближайшие десять лет. Эти мероприятия потребуют капиталовложений на уровне нескольких миллиардов долларов.

Еще одна лицензионная площадь, работы по которой ведутся не так быстро, как предполагалось ранее – Лаганский блок в российском секторе Каспийского моря, где оператором с 70% долей проекта выступает шведская  Lundin Petroleum. Компания планирует продолжить оценочные работы на открытой ими перспективной структуре Морская после завершения переговоров с потенциальными партнерами. На открытой в 2008 году структуре недавно завершились 3D-сейсморазведочные работы на площади 103 кв.км, что позволило определить границы дальнейших буровых работ.

Lundin считает структуру Морская крупным открытием нефтяных ресурсов, но, в связи с тем, что месторождение находится в море, согласно федеральному закону о порядке осуществления иностранных инвестиций в стратегические объекты, российское правительство обозначит это месторождение как стратегически важное, что потребует 50% долевого участия государственной нефтяной компании в проекте, прежде чем смогут продолжиться оценочные работы и освоение месторождения.

Как и всегда, работа в Каспийском море требует терпения и долгосрочного подхода, что уже доказано историей этого региона. Говорят, что терпение – это добродетель. Учитывая потенциально огромное вознаграждение, заложенное в природных богатствах Каспийского региона, эта добродетель многим придется кстати, ведь игра стоит свеч, и долгое терпение будет щедро вознаграждено.

Марк Томас: ROGTEC Magazine

Share in top social networks!


Wednesday, May 25th, 2011

Интервью ROGTEC: Алекс Маккей, Welltec

Какую должность Вы занимаете в компании Welltec и как давно?

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

Welltec работает в России вот уже 3 года, как идет бизнес сейчас?

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

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

Исторически, Каспийский регион не был центром нашего внимания, но эта ситуация меняется уже сейчас. Наша компания присутствует в Азербайджане и совсем недавно мы также открыли бизнес в Казахстане. Каспийский регион – очень важная часть будущего компании в 2011 и в последующие годы. Сейчас Welltec планирует активно развивать бизнес на этой территории.

Какие  новые продукты, подходящие для российских месторождений, вы представили недавно или планируете выпустить в ближайшее время?

Безусловно. Welltec регулярно выпускает новые продукты и услуги. Мы также работаем в секторе заканчивания и подготовки эксплуатации скважин, и наш изолирующий клапан WAB – кольцевой металлический расширяющийся затрубный изолятор хорошо подходит для российского рынка и идеален для обеспечения цементной прочности скважин.

Учитывая рост цены на нефть и неспокойную обстановку на Среднем Востоке и в Северной Африке, каковы ваши прогнозы развития бизнеса в России на ближайшие годы?

Мы работаем в России всего 3 года и все еще только поверхностно затронули потенциальный рынок крупнейшей в мире нефтедобывающей территории. Поэтому рост бизнеса Welltec’s в России нам кажется неизбежным независимо от внешнеполитических условий. С более общей точки зрения, большинство аналитиков предрекают, что рост парка буровых установок в России продолжит расти в 2011 и в последующие годы, а мы наблюдаем рост капиталовложений наших клиентов уже сейчас. Поэтому мы видим большое будущее как в целом для российской нефтяной отрасли, так и для компании Welltec в России.

Вопрос личного характера, сколько времени вы проводите в России? Какой ваш любимый регион?

Ежегодно я больше трети своего времени провожу в России и должен сказать, что мне очень понравились мои поездки в Красноярск и соседние регионы. В одну из поездок по окрестным областям меня очень впечатлила картина огромных индустриальных плотин, расположенных бок о бок с дикой природой. Это очень красиво!

А что вам больше всего нравится в Москве?

Общее оживление, которое рождает этот полный жизни большой город… ну, и конечно, потрясающие московские рестораны.

Share in top social networks!


Wednesday, May 25th, 2011

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

Буровые установки:
На вопросы отвечают:
Пэт Салливан: международный директор продуктовой линии наземных буровых установок  компании National Oilwell Varco
Дирк Шульц: главный исполнительный директор Bentec GmbH Drilling and Oilfield Systems
Юрий Парнивода: генеральный директор Drillmec Россия, Москва

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

NOV: Потребление запасов нефти и газа в России происходит быстрее, чем их воспроизводство, и со стороны правительства прилагаются усилия к тому, чтобы использовать эту ресурсную базу, восстанавливать производство и строить новые нефтегазодобывающие предприятия.

Все это привело к росту заказов на новые буровые установки, а также к увеличению востребованности ремонта и модернизации старого оборудования, с целью возвращения его в эксплуатацию. Но, как и во всем мире, большинство существующего бурового оборудования в России было выпущено более двадцати лет назад, соответственно оно не рассчитано на использование нынешних прогрессивных технологий  бурения скважин. Иными словами, прогресс идет медленно.

Ближайшие 3-5 лет будут отмечены значительным потенциалом для тех производителей высокотехничных буровых установок, которые имеют возможность и располагают необходимыми мощностями для производства доступного в ценовом плане бурового оборудования и готовы разрабатывать технические решения, позволяющие снизить общую стоимость буровых работ.

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

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

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

Drillmec: Рынок буровых установок в России в докризисный период, в течение 2008 года (за исключением 4-го квартала), показывал динамику стабильного роста. Темпы роста рынка в 2008 по сравнению с предыдущим годом (и с учетом кризиса последнего квартала 2008), составляли от 10 до 20%. На долю импорта в 2008 году приходилось 49% всех буровых установок в России, в основном за счет китайских производителей, а также мировых лидеров в производстве бурового оборудования из Европы. Отечественные производители бурового оборудования сохраняли лидирующую позицию на росскийском рынке в 2008 году (около 51%). В общем числе буровых на рынке преобладали мобильные буровые установки (58% в 2008 и 60% в 1-й половине 2009 года).

В связи с мировым финансовым кризисом, который затронул российскую ЭКОНОМИКУ в 4-м квартале 2008 года, спад на рынке бурового оборудования достиг 50%, упав до уровня 2007 года.

Рынок буровых установок в России считается весьма перспективным и его рост в ближайшем будущем будет определяться следующими факторами:

»    Рост объема буровых работ в России;

Почти единогласные прогнозы роста добычи нефти до 2015 года, не смотря на колебания цен на нефть. В ближайшие пять лет производственные поля Западной Сибири не будут истощены, кроме того, ожидается запуск нескольких новых крупных месторождений нефти и газа;

» Необходимость выполнения обязательств по лицензионным площадям, разработка которых потребует увеличения объемов разведочного и эксплуатационного бурения;
» Физический износ парка буровых установок (70%);
»
Особые геологические и климатические условия страны, требующие специализированных буровых установок и ограничивающие возможность использования традиционных конструкций оборудования;
» Использование новых технологий бурения, требующее модернизации бурового оборудования.

Согласно экспертным оценкам, начиная с 2011 года ожидается более чем двукратный рост потребления буровых установок.

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

NOV: По всему миру компания NOV разработала проверенную технологию, позволяющую снизить общие затраты на бурение скважин, как морских, так и наземных. В центре нашего внимания – долгосрочные решения, безопасность и стоимость, а не только изначальные затраты на оборудование. NOV располагает непревзойденным опытом работы в арктических условиях: почти каждая буровая установка в регионе Норт Слоуп на Аляске была поставлена нашей компанией. Эти высокотехничные установки, равно как и все стандартные комплекты бурового оборудования, обеспечивают нашим клиентам экономию средств на долгое время после забуривания первой скважины. Клиенты, ценящие такой долгосрочный подход, снижают свои издержки за счет:
» Сокращенных сроков с момента отгрузки до забуривания
» Надежности оборудования, которое обеспечивает увеличение полезного рабочего времени
» Полной интеграции буровой системы от бурового долота до кронблока, а значит более экономичного строительства скважины
» Систем регенерации тепла
» Сокращения несчастных случаев на производстве
» Надежного канала поставок и организации сервиса для поддержки работы установки в течение всего срока службы
» Снижения пагубного воздействия на окружающую среду

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

Сегодня, когда буровые работы в России проводятся во все более суровых климатических условиях, таких как отдаленные районы восточной Сибири, высокотехнологическое оборудование действительно должно доказать свою пригодность, Наши продукты разработаны специально, чтобы справляться с этими сложными задачами.

Кроме того, мы предлагаем настоящее немецкое качество и безопасность по конкурентоспособным ценам. Бентек поставляет оборудование в рамках бюджета и в срок – за последние пять лет мы не просрочили ни единой поставки. Для наших клиентов этот фактор имеет все большую значимость, учитывая их рыночные обязательства и риск потенциальной потери прибыли и деловой репутации.

Чтобы быть ближе к своим клиентам, Бентек открывает филиалы и представительские офисы на всех значимых региональных рынках. В частности, в России Бентек инвестировал порядка 25 миллионов евро в строительство нового оснащенного по последнему слову техники завода по производству оборудования в Тюмени.

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

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

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

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

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

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

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

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

Bentec: Установки эшелонного типа для кустового бурения скважин Bentec Cluster Slider, к примеру, специально разработаны для работы в суровых климатических условиях, таких как Сибирь. Эти установки способны работать при температурах порядка минус 45 градусов по Цельсию и ниже. Модульная сборка буровых позволяет легко демонтировать установку на секции, подходящие для транспортировки по российским железным дорогам. Кроме того, электроснабжение буровых возможно как по ЛЭП, так и путем самогенерации, что в условиях отдаленных районов Сибири и Арктики может быть просто необходимо. Установки производятся в полном соответствии с российским ГОСТ и могут быть включены в эксплуатацию сразу после приема-передачи покупателю, без потери времени на дополнительное лицензирование.

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

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

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

NOV: Компания NOV постоянно работает в направлении усовершенствования методов безопасности персонала во время работы на буровой площадке. Мы рассматриваем три основные опасные зоны – балкон верхового рабочего, пол буровой и трубные мостки. Здесь на помощь приходят верхний силовой привод, приводной клиновый захват, гидравлический трубный ключ, системы подачи и укладки труб, позволяющие механизировать и автоматизировать бурение таким образом, чтобы максимально сократить необходимость присутствия персонала буровой бригады в опасных зонах. Мы также концентрируемся на самом оборудовании, начиная с систем отопления и вентиляции,  заканчивая травмоопасными препятствиями на площадках, где работает персонал бригады. Мы считаем, что безопасность персонала – превыше всего, и ставим это во главу угла при проектировании всех буровых установок NOV. Компания постоянно занимается совершенствованием конструкций буровых с целью повышения безопасности персонала. Когда работники уверены в безопасности, это положительно сказывается на эффективности работ, а самое главное – работники вернутся домой целыми и невредимыми.

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

Drillmec: Большая часть несчастных случаев на буровых установках происходит в зоне пола буровой. Чаще всего случаются травмы рук и пальцев: застревание между подвешенной трубой и трубой в клиновом захвате, удары и протаскивания вращающимися трубами, а также травмы от падения трубных ключей и цепей.

Эти несчастные случаи могут происходить с людьми, работающими в непосредственной близости от движущегося оборудования и подверженными риску столкновения с ним. Очень часто, несчастные случаи происходят на буровых обычной конструкции при спускоподъеме колонн, когда много людей выполняют тяжелую ручную работу в довольно ограниченном пространстве пола  буровой установки.

На установках Drillmec серии HH, обслуживаемых меньшим количеством рабочих, и где большинство привычных операций автоматизированы или выполняются при помощи удаленного управления, возможность несчастных случаев значительно сокращается. Вероятность быть ушибленным падающими предметами практически полностью отсутствует, поскольку выше уровня пола буровой не работают люди и не выполняются никакие операции, а лебедочные работы осуществляются при помощи телескопического движения гидравлической мачты, нежели при помощи обычной лебедки с тросом, как на обычных буровых установках.

Незначительное количество зафиксированных аварий демонстрирует, что действия на этих буровых всегда выполняются с наивысшим возможным уровнем безопасности для всей буровой бригады. Автоматизированные системы, центральное управление и сокращенное количество рабочего персонала обеспечивают более легкое и эффективное обслуживание буровой, благоприятно влияя на общую производительность и экономическую эффективность работ. Люди работают в более комфортных условиях и меньше устают, что позволяет им больше думать о безопасности работ и выполнять свои рабочие обязанности более продуктивно.

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

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

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

Drillmec: Работа по западной контрактной схеме, когда подрядчик лишь обеспечивает оборудование и выполняет поставленные задачи, напрямую не влияет на рынок буровых установок, но, при всех других равных условиях, является более эффективным и стимулирующим фактором, позволяющим оказывать услуги более высокого качества.

Верхние силовые приводы:
На вопросы отвечают:
Пэт Салливан: международный директор продуктовой линии наземных буровых установок  компании National Oilwell Varco
Джеф Ален:  управляющий компанией в России, Tesco Corporation
Гейр Ингебретсен: консультант по буровым работам компании Aker Solutions
Дирк Шульц: главный исполнительный директор Bentec GmbH Drilling and Oilfield Systems

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

NOV: Сегодня использование ВСП – стандартная практика почти для всех современных буровых компаний по всему миру. Верхний силовой привод компании NOV – модель, пользующаяся наибольшим в мире спросом, ее продано свыше тысячи единиц. Преимущества ВСП хорошо известны и включают:
» Безопасность. Использование внутреннего противовыбросового превентера позволяет закрыть скважину на любом этапе процесса бурения. Нет никакой необходимости использовать запорный   клапан бурового раствора.
» Более высокая скорость работы. Можно добуривать  целыми трехтрубками.

Еще одно преимущество, предлагаемое компанией NOV это общая интеграция ВСП в процесс бурения с использованием наших буровых пультов Amphion, особенно при наличии  прибора контроля и интерфейса Auto Driller

Tesco: Электрические и гидравлические ВСП  Теско обладают такими преимуществами, как регулируемая частота вращения, управление крутящим моментом, наличием роботизированного трубного манипулятора и внутреннего противовыбросового превентора, а также малого срока (24 часа) монтажа на БУ. Самое важное, что ВСП  Теско имеют доказанный  коэффициент безотказной работы 99.4%, рекордные показатели безопасности и обслуживаются в лучшем на российском рынке сервисном центре на нашей производственной базе в г. Тюмени.

По сравнению с традиционными  системами роторного бурения, верхние силовые приводы  Теско обеспечивают оператору лучший контроль работы оборудования во время бурения, спускоподъемных операций и спуска обсадной колонны. Бурение свечами длиной 28 метров сокращает время наращивания на 2/3, тем самым увеличивая время полезной работы установки.
Во время спуско-подъема инструмента при помощи ВСП  Теско, оператор имеет возможность соединять и разъединять колонну на любой высоте мачты. Соединение на любой высоте важно для контроля скважины, при любой калибровке части ее ствола. Разъединение на любой высоте позволяет устанавливать бурильные турбы в подсвечник при обратной проработке ствола. Это сокращает затраты времени, избавляя от необходимости выкладывания буровой трубы на приемные мостки и последующего приема на стол при возобновлении бурения

При спуске обсадной колонны ВСП позволяет оператору использовать специальную систему спуска обсадной колонны  Теско для повышения безопасности работ (устраняется необходимость использовать балкон для центрирования колонны) и контроля выполнения работ  благодаря возможности вращения обсадной колонны, долива и промывки при любой глубине скважины.

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

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

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

NOV:
Большинство простоев механических верхних приводов связано с некорректным срабатыванием трубного манипулятора. Оборудование NOV обладает уникальным манипулятором, который более ровно распределяет нагрузку на штропы, тем самым сокращая вероятность неудачного манипулирования. Нашими преимуществами также являются интегрированный контроль, частотно-регулируемый привод наряду  с предоставляемым нами обучением персонала.

Статистика показывает, что около половины времени простоя ВСП связана с проблемами управления. Данные также говорят о том, что само оборудование функционирует должным образом, и ошибки возникают либо вследствие неправильного использования оборудования, либо из-за несоблюдения правил  безопасности. Обучение персонала значительно сокращает вероятность таких ошибок. Когда компоненты системы поставляются разными производителями, обучение персонала становится затруднительным. Полностью интегрированная система от одного производителя, а также возможность обучения персонала в нашем техническом колледже значительно сокращают риск неправильной работы оборудования

Tesco: ВСП  Теско дает больше возможностей для управления скважиной во время бурения и спускоподъемных операций, таким образом, способствуя сокращению непроизводительных потерь времени (НПВ), связанных с затруднениями при движении бурильной колонны (прихватами) и поглощениями промывочной жидкости. Сокращение НПВ  обеспечивается способностью верхнего привода  Теско эффективно работать с бурильными трубами, поддерживать высокий коэффициент использования БУ и простой, легкой в использовании системой управления.

В сочетании с предоставляемым для заказчиков обучением (техобслуживанию и производству буровых работ), ВСП  Теско от российского отделения аренды оборудования  Теско (на сегодня 20 единиц) уже доказали, что позволяют сократить время бурения скважин на 50%. Кроме того,  Теско также располагает большой сервисной базой в России: услуги и оборудование поставляются из Тюмени, а персонал технической поддержки включает 70 компетентных специалистов мирового класса, как российских так и работающих по всему миру; все они готовы прийти на помощь и удовлетворить требования клиентов по первому звонку.

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

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

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

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

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

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

Bentec: Преимущества использования ВСП при бурении сложных и наклонных скважин широко известны. Залог полной реализации преимуществ верхнего привода – его надежность. ВСП Бентек полностью соответствует потребностям наших клиентов: крутящий момент на 25% выше, чем у конкурирующих аналогов, прочность и надежность в эксплуатации даже при температуре минус 45 градусов, и как следствие, максимальное сокращение потерь рабочего времени.

На протяжении 20 лет компания Бентек копила опыт пуско-наладки, обслуживания и ремонта других ВСП, чтобы выпустить один из лучших верхних силовых приводов в мире – Бентек TD-500-HT.

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

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

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

NOV: Оборудование Brandt компании NOV предназначено для удаления вредоносных твердых частиц изначально на выходе трубопровода. Ключом к решению этой задачи является конструкция вбросита, сочетающая высокую мощность и эффективную динамическую нагрузку. Гидроциклоны и центрифуги дополняют стандартную установку, удаляя ультратонкие твердые частицы. Предотвращение разбавления раствора значительно сокращает расходы на буровую жидкость, а удаление абразивных частиц на ранней стадии помогает избежать преждевременного износа частей насосов и других расходных материалов. Удаление и локализация твердой фазы из бурового раствора на вибросите значительно сокращает экологические проблемы, связанные с утилизацией более мелких распавшихся частиц впоследствии.

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

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

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

NOV: Недавно NOV представила несколько улучшений в линейке Brandt, многие из которых связаны с автоматическим контролем вибросита. Однако важнейшим достижением последнего времени было открытие сервисной базы в Нижневартовске, где клиентам предлагается оборудование для продажи со склада или в аренду, плюс складская база запчастей и ситочных панелей, а также техподдержка по первому вызову. Это будет способствовать экономии средств клиентов на организацию собственного складирования запчастей и поможет избежать задержек, часто связанных с импортом и таможенным оформлением. Также база предлагает услуги по ремонту собственного оборудования клиентов.
Scomi: Мы находимся в постоянном процессе, некоторые объекты начинают свою работу, некоторые заканчивают. Одними из крупнейших наших проектов является участие в разбуривании Ванкорского и Бованенковского месторождений, наша сервисная служба отлично справляется с поставленной задачей! Наши Заказчики, Роснефть-Бурение и Газпром-Бурение, очень положительно отзываются о нашей работе, мы надеемся и в дальнейшем продолжать помогать нашим Заказчикам эффективно решать вопросы по очистке бурового раствора.

Основной наш продукт  – это высококачественный  современный сервис, который постоянно совершенствуется и полностью  ориентирован на клиента и меняется в соответствии с  его требованиями, а значит – это ВСЕГДА  новый продукт.

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

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

NOV: Самой важной характеристикой при контроле твердой фазы является надежная и постоянная беспрерывная работа. NOV добивается этих качеств в продуктах марки Brandt благодаря проектированию оборудования, выбору подходящих материалов и контролю качества на всех этапах производства. Поэтому вибросита и центрифуги всегда продолжают работать согласно первично заявленной технической спецификации. Вибросита удаляют большие объемы выбуренной породы, а центрифуги, в свою очередь, удаляют самые вредоносные ультратонкие частицы. Некоторое вращающееся оборудование может быстро выходить из строя в полевых условиях использования, но даже сегодня есть центрифуги Brandt, продолжающие успешно работать, несмотря на то, что впервые они были введены в эксплуатацию в Восточной Сибири в начале 90-х годов.

Scomi: Физические аспекты, заложенные в технологию удаления твёрдых частиц из бурового раствора, в принципе, у всех компаний одинаковые, эти основы заложены в оборудование всех марок. В связи с этим, на первый план, при достижении максимального результата удаления твёрдых частиц выходит персонал, его подготовленность, способность принимать решения в динамически меняющейся ситуации при бурении. Если мы говорим об  оборудовании, то ответ прост: центрифуга даёт максимально возможное удаление частиц из раствора, и, если же нам нужно полностью очистить раствор, утилизировать его, разбив на твёрдую фазу и техническую воду, мы применяем блок флокуляции, в котором посредством ввода коагулянта и флокулянта, разделяем раствор и снова пропускаем через центрифугу, очищая раствор от всех механических примесей, включая коллоидную фазу.

Share in top social networks!


Wednesday, May 25th, 2011

Баженовская свита. Общий обзор, нерешенные проблемы

В настоящее время баженовская свита рассматривается как один из стратегически важных объектов для восполнения ресурсной базы нефтяной отрасли России. ОАО «НК «Роснефть» ведет промышленную эксплуатацию этих отложений на Салымском месторождении (ООО «РН-Юганскнефтегаз») и планирует ее расширение.

В 2010 г. в компании принята и реализуется Целевая Инновационная Программа (ЦИП) «Разработка технологий освоения карбонатно-глинисто-кремнистых толщ баженовской свиты». В рамках этой программы мы начинаем публикацию цикла статей, посвященных баженовской свите. В первой части цикла основное внимание будет уделено вопросам геологического изучения отложений, во второй – планируется рассмотрение проблем, связанных с технологиями освоения и разработки.

Введение
Баженовская свита (БС) является одним из наиболее изучаемых, но при этом наименее предсказуемых объектов нефтегазовой геологии в России. Достаточно сказать, что с начала изучения баженовской свиты прошло уже более 50 лет, более 10 % всех защищенных диссертаций по нефтяной геологии посвящено этим отложениям. Исследования проводятся постоянно, появляются новые публикации, однако это не делает баженовскую свиту более предсказуемой. В настоящее время известно более 70 месторождений с промышленными запасами нефти в БС, однако бурение скважин с целью получения гарантированного притока нефти даже в оконтуренных залежах по-прежнему проводится методом «дикой кошки». Месторождения нефти в БС открываются случайно, унифицированной методики подсчета запасов по пласту Ю0 нет. Поэтому вполне объяснимо, что и оценки запасов порой различаются более чем на порядок (от 600 млн. до 30 млрд. т). Опыт эксплуатации Салымского месторождения свидетельствует об отсутствии надежных технологий рентабельной разработки БС.

Геология баженовской свиты
Баженовская свита входит в состав одноименного горизонта. Отличительной чертой этого горизонта считается битуминозность пород. На большей части Западной Сибири баженовский горизонт, включая баженовскую и частично тутлеимскую, марьяновскую, даниловскую, яновстанскую и другие свиты, представлен битуминозными аргиллитами [1].

Латеральными аналогами БС по окраинам бассейна являются небитуминозные и слабобитуминозные породы соответствующих частей даниловской (на северо-западе), яновстанской (на северовостоке), марьяновской (на востоке и юге) и других свит.

Породы собственно БС подстилаются прибрежно-морскими и морскими отложениями абалакской или георгиевской свит, отражающих процессы постепенного затопления территории Западной Сибири в поздней юре. Перекрываются песчаноглинистыми клиноформными отложениями нижнего мела. Накопление пород в составе баженовского горизонта отвечало условиям максимальной позднеюрско-раннемеловой трансгрессии морского бассейна, площадь зеркала воды которого достигала 2 млн. км2.

Возраст битуминозных пород различен. Западнее центрального поля развития отложений БС происходит последовательное омоложение битуминозных пород от титона до готерива. Эта информация дает представления о динамике развития баженовского бассейна, что необходимо учитывать при корреляции разрезов битуминозных пород и фациальных построениях.

БС хорошо прослеживается по латерали и распространена на территории площадью более 1 млн. км2 при толщине от 10 до 60 м (в среднем 30 м). В некоторых случаях, в так называемых «аномальных разрезах» БС, толщина достигает 100 м и более. Глубины залегания отложений возрастают в направлении от южных частей Западно-Сибирской плиты к северным. Минимальные отметки кровли составляют 600 м, максимальные – 3800 м.

Для битуминозных и обогащенных органическим веществом пород часто используется термин «черные сланцы» (black shales). Применительно к БС устоявшимся термином остается «битуминозный аргиллит». Термин этот изначально использовался для того, чтобы подчеркнуть существенное отличие пород БС от вмещающих [2].

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

Обломочный материал представлен в основном глинистыми минералами, которые сносились в бассейн с прилегающей суши: Уральской равнины на западе, Средне-Сибирской равнины на востоке, Казахской возвышенности на юге и Алтае-Саянской возвышенности на юго-западном окончании плиты (рис. 2). Удаленность источников сноса от центральных частей палеобассейна определила поступление терригенного материала в центральную часть бассейна преимущественно в составе глинистой фракции.


Пирит также является постоянным компонентом пород. При этом установлена пиритизация нескольких стадий. Пирит более ранней генерации присутствует в тонкодисперсной форме и образует прочно связанные с керогеном органоминеральные комплексы. Пирит более поздней генерации развит неравномерно и образует прослои и линзы толщиной в несколько сантиметров.

В общем случае органическое вещество БС, количество которого в отдельных прослоях достигает 60 % и более по объему, имеет первичную природу и связано с жизнедеятельностью фитопланктона, водорослевых организмов и наземной растительности. При этом преимущественно морское сапропелевое вещество (в первую очередь, бесскелетные организмы – бактериальные и водорослевые) характерно для центральных областей бассейна, тогда как при приближении к окраинным частям в составе органического вещества фиксируется увеличение доли наземной гумусовой органики. Эти выводы подтверждаются как углепетрографическими, так и геохимическими методами. Остатки витринита характерны для окраинных районов распространения отложений БС. Характерной особенностью является увеличение содержания в породах органического вещества от подошвы свиты к кровле.

Наряду с высокими содержаниями органического вещества в породах установлены повышенные концентрации многих элементов: Mo, U, V, Cu, Zn, Ni, As, Sb, Se, Ag, Au, Ba, Br. Распределение их по разрезу коррелирует с распределением органического вещества в породах. Повышенные содержания микроэлементов чаще всего объясняют концентрационной функцией планктонных организмов, заселявших водную толщу [4]. При описании пород БС на многих площадях авторами обнаружены остатки двустворчатых бентосных организмов (рис. 3).


Считается, что условия осадконакопления в баженовском бассейне характеризовались сероводородным заражением придонных вод. Однако первые находки следов илоедов в высокоуглеродистых (Сорг = 10,5 %) баженовских породах на юговостоке плиты в районе Томской области свидетельствуют о том, что «приходится допускать наличие участков со слaбым кислородным насыщением ниже поверхности осадок – вода в глубоководных впадинах на дне баженовского моря» [5]. Находки следов зарывающихся организмов, остатки бентосной фауны, различные геохимические показатели указывают на, по крайне мере, периодическое отсутствие условий сероводородного заражения в придонных слоях баженовского моря.

По мнению авторов, баженовское море было относительно мелководным. Об этом свидетельствуют разности глубин залегания ундоформенной и фондоформенной частей ачимовских клиноциклитов, заполнивших бассейн позднее, которые составляют 200-300 м.

Нефтеносность
История совместной разработки баженовско-абалакского комплекса залежей БС в центральной части Западной Сибири показывает, что она отличается от разработки традиционных коллекторов.
Прежде всего необходимо отметить следующие особенности.
» Неравномерное по площади распределение скважин с высоким начальным дебитом. Причем разница в дебитах может составлять два порядка: от первых тонн в сутки до нескольких сотен.
» Скважины с притоками нефти характеризуются (но не всегда) повышенными температурами и аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которое может превышать гидростатическое в 1,8 раза. Это свидетельствует, во-первых, о наличии значимых запасов нефти, приведших к автофлюидоразрыву пласта и повышению давления, во-вторых, о потенциально больших коэффициентах извлечения нефти (КИН) на упругом режиме разработки.
» Существенное увеличение дебитов скважин после проведения гидроразрыва пласта (ГРП).
» Достаточно резкий спад производительности скважины: в течение года дебит может снизиться на порядок. При этом притоки из основного продуктивного пласта КС1 (карбонатный слой) баженовско-абалакского комплекса на Салымском месторождении могут поддерживаться на протяжении нескольких десятков лет на уровне 10 т/сут.

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

Основной задачей при изучении нефтеносности является получение информации о нефтеотдающих интервалах БС. Практически не имея возможности изучить их на керне, геологи разработали около десятка моделей, объясняющих тип коллектора и процессы его образования. К сожалению, пока ни одна из них надежно не подтвердилась.

В то же время анализ механизмов образования емкости пород БС невозможен без создания корректной геологической модели отложений, учитывающей множество факторов. Среди них главные – процессы преобразования минеральной и органической пород при накоплении осадка, диа- и катагенезе. Осложняющим фактором являются образование трещин и кольматация при техногенном воздействии на породу при бурении и подъеме колонки керна на поверхность. Задача определения и корреляции типов пород осложняется также тем, что разрезы БС, охарактеризованные керном, значительно различаются даже в соседних скважинах. Вмещающие промышленные скопления нефти отложения, имеющие «нетрадиционный» состав пород-коллекторов, требуют специально разработанных методик их изучения. Такой комплексной методики в настоящее время нет.

Нефтеотдающие интервалы в БС имеют ограниченное распространение по площади, распределены в разрезе неравномерно, их толщина составляет от первых десятков сантиметров до первых метров. Проблема исследования нефтеотдающих интервалов заключается в том, что трещиноватые, листоватые породы при бурении практически невозможно извлечь на поверхность в виде целых образцов керна: они обычно крошатся и выносятся в виде шлама или небольших обломков пород. По этой причине изучение нефтеотдающих интервалов на керне практически невозможно, а оценить их фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) можно только по данным промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин. Причем оценка проницаемости может быть проведена только по данным гидродинамических исследований (ГДИ).

Проблема разработки залежей нефти в БС заключается в низком КИН. В настоящее время коэффициент извлечения нефти из пласта Ю0 баженовской свиты Салымского месторождения из запасов, подсчитанных на основании неочевидной методики, составляет около 7%. Основным при разработке баженовской свиты остается вопрос увеличения КИН. При этом в первую очередь интерес представляют уже сформировавшиеся залежи нефти, из которых ее можно извлечь «традиционными» методами. В дальнейшем объектом разработки может являться вся толща, насыщаемая нефтью при термической деструкции керогена.

Продуктивность
Отдающими интервалами в баженовско-абалакском комплексе прежде всего могут быть трещинно-кавернозные карбонатные отложения. Вторым типом коллектора могут быть трещиноватые или листоватые баженовиты, сложенные преимущественно керогеном и кремнеземом. Пористость этих пластов, по оценкам разных авторов, может достигать 20 % при проницаемости, превышающей 1 мкм2 (сообщающиеся хорошо раскрытые трещины). При этом пористость матрицы составляет единицы процентов (обычно 1-2 %), не превышая 5 % (один образец из 200 исследованных авторами).

Ознакомившись с разрезами БС в центральной и западной частях ее распространения, данными о продуктивности, результатами ПГИ, учитывая огромный опыт предыдущих исследований, авторы пришли к выводу, что наиболее перспективным объектом являются карбонатные прослои, протяженность которых может составлять несколько километров. На Большом Салыме к ним относится пласт КС1, расположенный в пограничной зоне между отложениями абалакской и баженовской свит. К северу от Большого Салыма, на Сургутском и Красноленинском сводах такие пласты встречаются в самой толще БС и идентифицируются как первично карбонатные (водорослевые, ракушняковые банки) или вторично-карбонатизированные пласты. В разрезе БС можно выделить несколько интервалов, где кремнистые породы подверглись частичной или полной карбонатизации. Лучше всего по площади прослеживается карбонатный прослой, приуроченный к границе верхней и нижней частей БС, которые существенно различаются по плотности, что обусловлено различным содержанием керогена. Плотностные характеристики этих частей свиты позволяют выявлять границу по данным сейсморазведки.

Выяснение природы карбонатных тел – очень важный фактор для прогноза их распространения. Возраст и время формирования органогенных карбонатных построек могут различаться в зависимости от времени максимальной трансгрессии морского бассейна. Поэтому поиск и прогноз распространения карбонатных пород необходимо проводить на базе литолого-фациальных исследований. После проведения литолого-фациального анализа необходимо оценить и установить закономерности изменения литологического состава. В общем виде эти закономерности проявляются в увеличении доли терригенной (глинистой) составляющей в прикровельной и приподошвенной частях БС и повышении генерационного потенциала вверх по разрезу.

Породы, которые имеют преимущественно кремнистый и карбонатный состав, являются потенциальными коллекторами с емкостью трещинного и порово-трещинного типа. Они наиболее предрасположены к образованию трещин в результате тектонических движений или иных воздействий, выразившихся в резком снижении пластового давления и изменении напряженного состояния этих пород. Признаки такого воздействия можно наблюдать на керне (рис. 4).


Для оценки свойств разреза, с точки зрения того, какие породы и при каких начальных условиях следует подвергать гидроразрыву, необходимо охарактеризовать разрез по упруго-прочностным свойствам слагающих пород. Для этого следует провести исследования пород в условиях неравномерного сжатия. Коллекция керна должна включать все основные типы пород, особое внимание необходимо обратить на кремнистые и карбонатные разности. Ожидается, что последние будут наиболее хрупкими и разрыв их сплошности произойдет при меньших внешних давлениях. Такая информация необходима как для проектирования дизайна ГРП, так и для оценки работы пласта в целом.

Основные подходы к разработке баженовской свиты
При наличии значимых запасов следующим ключевым фактором является проницаемость пласта. В настоящее время главным механизмом, обеспечивающим приток флюида в скважины баженовской свиты, является фильтрация нефти через систему естественных протяженных трещин пласта. Однако естественная трещиноватость развита слабо, а проницаемость матрицы находится в пределах 0,001-10-3 мкм2. Возможно, именно этим объясняется отсутствие притока в скважинах с явно нефтенасыщенным керном.

В связи с отмеченным основной технологической задачей разработки БС является создание вторичной проницаемости нефтенасыщенной матрицы за счет плотной системы наведенных трещин. Это обеспечивает технология бурения горизонтальных скважин с множественными ГРП. Подобная технология успешно и широко используется в США для добычи сланцевого газа из пластов – аналогов БС. В России данная технология не применялась. При этом основной задачей ГРП является обеспечение интенсивного растрескивания пласта, создание вторичной проницаемости в зоне дренирования скважины.

Для успешного применения данной технологии и определения оптимальных дизайнов ГРП необходимо точное определение геомеханических свойств пласта на основе создания корректных геомеханических моделей.

Заключение
Несмотря на кажущуюся изученность, баженовская свита остается непознанным объектом как для геологов, так и для разработчиков. Современные характеристики отложений определяются совокупным действием множества факторов, поэтому авторы считают необходимым обозначить круг наиболее актуальных в настоящее время вопросов, поиску решения которых будет посвящена в дальнейшем научно-исследовательская работа в рамках Целевого Инновационного Проекта:
» модель коллектора: вещественный состав, петрофизические свойства и закономерности;
» содержание подвижной нефти: методика определения и оценки запасов;
» технологии локализации продуктивных зон: закономерности распределения, возможности современных дистанционных методов и технологий регионального прогноза;
» механико-прочностная модель: методика определения параметров и технология моделирования;
» выбор оптимальных технологий разработки: ГРП, химические, тепловые и другие методы, а также пиролиз.

Список литературы
1. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири. – Баженовский горизонт Западной Сибири. – Новосибирск, 2003 г.
2. Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г, Захаров В.А. Баженовский горизонт западной Сибири. Новосибирск. – М.: Наука, 1986. – 216 с.
3. О генезисе карбонатов в составе баженовской свиты центральных и юго-восточных районов Западно-Сибирской плиты/ Е.А. Предтеченская, Л.А. Кроль, Ф.Г. Гурари [и др.]// Литосфера. – 2006. – №4. – С. 131-148.
4. Захаров В.А. Условия формирования волжско-берриасской высокоуглеродистой баженовской свиты Западной Сибири по данным палеоэкологии. В сб. Эволюция биосферы и биоразнообразия. – М.: Товарищество научных изданий КМК, 2006. – С. 552-568.
5. Зaхapoв B.A., 3aнин Ю.H., 3aмиpaйлoвa A.Г. Первая находка следов жизнедятельности в высокоуглеродистых черных сланцах баженовской свиты Западной Сибири//Геология и геофизика. – 1998. – Т. 39. – №3. – С. 402-405.

Эта статья была опубликована в Научно-техническом вестнике ОАО «НК Роснефть», №4, 2010 г., с.20-25; ISSN 2074-2339, и заняла третье место в конкурсе на лучшую публикацию в вестнике в 2010 г. Напечатано с разрешения редакционной коллегии.

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

Share in top social networks!


Wednesday, May 25th, 2011

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

I.3.3.2 Аптский, Альбский и Сеноманский ярусы
Осадочные породы этого времени имеют мощность до 1500 м и более в северной части Западно-Сибирского бассейна. Наибольшая мощность отложений встречается в районе полуострова Ямал, хотя наиболее глубоководные фации продолжали скапливаться в Ханты-Мансийском регионе (рис. I.3.17). Латерально эквивалентные стратиграфические комплексы в центральной части бассейна достигают мощности 800-1000 м, а к его границам их мощность плавно снижается до нуля. Морские отложения раннего аптского яруса были ограничены западно-центральной частью бассейна в то время, когда неокомская регрессия достигла своего максимума. Основное наступление моря на сушу началось в среднем и позднем апте и продолжалось до альбского времени. Сланцевые породы этого яруса, слагающие алымскую свиту, формировались по всему бассейну, после чего широко распространились морские и континентальные пески и сланцы покурской свиты аптского и сеноманского ярусов. Общий рисунок отложений грубо напоминает неокомский период, где темные сланцы доминируют в Ханты-мансийской впадине, а широкая зона береговой прибрежной равнины и песчаники, алевролиты и сланцы мелководного шельфа занимают центральную часть бассейна. Континентальные песчаники, сланцы и красноцветные фации широко развиты вдоль восточной и южной границ бассейна. Однако похоже, что повторения неокомской клиноформной системы отложений не происходило.

Повторная регрессия случилась во время позднего альба и продолжалась до сеноманского времени, когда континентальные, озерные и прибрежно-равнинные песчаники и сланцевые фации сдвинулись на запад, покрывая восточную, центральную и южную части бассейна, сложив широко распространившуюся верхнюю часть покурской свиты, формирующую очень важный газоносный пласт в северной части Западно-Сибирского бассейна. Доля песчаников достигает 70-80% в этом интервале на востоке и сокращается до 20-30% к западу от центра бассейна.

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

В целом в позднемеловом отделе доминируют сланцы и аргиллиты. Намывание грубых обломочных пород в это время сильно сократилось, общая доля песчаника едва ли превышает 10%. Континентальные красноцветные отложения формировались в южной и юго-восточной частях бассейна, хотя распространены были меньше, чем в более ранний меловой период. Повторная регрессия произошла в поздне-кампанском ярусе и продолжалась до датского века, земельные массивы возникали вдоль восточной границы бассейна близ Таймырской возвышенности (рис. I.3.22). Бассейн сохранил связь с арктическим океаном через сужающийся коридор на западе от Уренгоя. Глинистые известняки и суглинки распространились шире в центральной и южной части бассейна и относятся к маастрихскому ярусу. Континентальные и озерные отложения в Приуралье переслаивались морскими сланцами и глауконитовыми песчаниками.

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

I.3.4 Кайнозойская эра
I.3.4.1 Палеоцен и эоцен

Отложения палеогена и раннего миоцена в центре и на севере бассейна имеют мощность 600 м и более, сокращаясь до менее чем 400 м почти на всей остальной территории бассейна. Условия осадконакопления в палеоцен и эоцен доминировались преимущественно глинистыми фациями мелководного морского шельфа почти по всей территории бассейна (см. Бакиева, 2003). Прибрежно-равнинные и континентальные песчаники формировались на восточной и западной границах бассейна (рис. I.3.24). Некоторые авторы называют палеоцен тибейсанской свитой, в то время как другие считают его частью надлежащей люлинворской свиты (см. Ахметьев и др., 2004).

Связь с тетийским морем на юго-западе через тургайскую впадину во время эоцена восстановилась, хотя в то же время связь с арктическим океаном на севере окончательно оборвалась. Нижний эоцен известен под именем люлинворской свиты. Комплекс глинистых диатомитов в этой свите (в ней преобладают песчаники и аргиллиты) известен своим диопировым характером, особенно в северной части уренгойского поля. Крупная площадь на юг от отметки 64° N начала несколько осаждаться, таким образом мелководный морской бассейн (бассейн Тавды) в центре Западно-Сибирской равнины сохранился. Севернее бассейна находилась низменная равнина с локализованными зонами наноса и эрозии, в то время как морские отложения тавдинской свиты накапливались в самом бассейне (рис I.3.26). Тавдинская свита делилась на две подсвиты: нижнюю, представленную зеленоватыми и серо-зелеными слоистыми алевролитами и монтморрилонитовыми глинами с редким присутствием песков и илистых отложений. Сменные отложения содержат пирит, обломки раковин, остатки рыб и углистые отложения, их мощность составляет 20-70 метров.

Верхний отдел тавдинской свиты по составу схож с нижним, хотя помимо монтмориллонитов здесь также присутствуют иллиты. Вершина тавдинской свиты нерегулярна, вероятно вследствие поэтапной регрессии тавдинского моря.

Полинологические и другие исследования, хотя и скудные с палеонтологической точки зрения, позволяют датировать тавдинскую свиту средним и поздним эоценом (Волкова и Килькова, 1996; Ахметьев и др., 2004). Ранее считалось, что она относится к позднему эоцену и раннему олигоцену.

I.3.4.2 Олигоцен
Отложения олигоцена и нижнего миоцена широко развиты в пределах Западно-Сибирского бассейна. Обычно они перекрываются толщей позднего неогена и четвертичными отложениями, хотя субаэральные отложения этого времени выходят на поверхность в речных долинах в нижнем течении Иртыша, реки Обь на севере от Ханты-Мансийска и в среднем течении реки Тавды.

В начале раннего олигоцена, палеография западной Сибири претерпела фундаментальные изменения. Произошло резкое поднятие земной коры по всей северной Азии, что привело к постепенной регрессии моря и возникновению континентальных отложений. Восточные и северные районы бассейна поднялись в раннем олигоцене, а на севере бассейна на широте примерно 64° N сформировалась антиклиналь направлением с востока на запад. Эта спокойная складчатость, вероятно, была отдаленным эффектом столкновения индийского континента с Евразией. К середине олигоцена, бассейн был полностью изолирован от мирового океана и стал внутренним континентальным бассейном. Локализованные зоны оседания превратились в серию озерных бассейнов, питаемых водостоками с возвышенностей на востоке, юге и западе бассейна. Озерные заложения стали особенно преобладать в районе Ханты-мансийской впадины и в западной части Среднеобской области.

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

Тектоническое движение в конце среднего олигоцена привело к формированию одного очень обширного озера, окруженного аллювиальной равниной, занимающей весь центральный регион Западной Сибири.

Последующие движения тектонических плит в начале позднего олигоцена привели к формированию большого замкнутого озера, в котором сформировалась туртасская (или журавская) свита, представленная преимущественно тонкопереслаивающимися зеленовато-серыми алевролитами и тонким песчаником. На основании обильной озерной флоры и фауны, туртасскую свиту относят к позднему олигоцену. Верхняя часть этой свиты мощностью 50-75 м обнажается на поверхность в некоторых речных долинах и в ядрах антиклиналей в различных областях Западно-Сибирской равнины. В отличие от неровно подстилающей новомихайловской (и лежащей выше абросимовской свиты), туртасская свита не содержит углей.

Местами для обозначения олигоценового отдела Западно-Сибирского бассейна используют термин “некрасовская свита”. В конце позднего олигоцена обширный туртасский осадочный бассейн начал сокращаться.

I.3.4.3 Неоген.
Во время раннего миоцена, озерные условия постепенно сменились болотными и началось формирование торфяников и угля. Сформировавшиеся в результате озерные глины, переслаивающиеся бурым углем, представляют собой абросимовскую свиту (иногда называемую верхнетуртасской). Ориентировочно относящиеся к раннему миоцену, отдельные части свиты в разных районах кажутся различными по возрасту, хотя большинство их относят к аквитанскому ярусу (Волкова и др., 2002).

Между отложениями абросимовской свиты и лежащей поверх нее бещеульской свиты, относящейся к среднему миоцену, наблюдается явный переход, соответствующий тектоническому омоложению, которое привело к возобновлению речных отложений. Бещеульская свита представлена прослоями желтого и белого кварцевого песчаника разной зернистости и коричневато-желтыми глинистыми прослойками. Заметное сокращение биологического разнообразия, как считается, было следствием охлаждения климата.

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

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

Share in top social networks!


2014


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