ROGTEC Issue 47

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА 

47 

Отчеты RPI: 

Состояние и перспективы 

развития российского рынка 

MWD и LWD 

RPI Reports: 

MWD and LWD Market Outlook 

«Роснефть»: 

ГИС и Внутрипластовые 

нефтепромысловые системы 

Rosneft: 

Logging 

In Situ Oil 

«Газпром нефть»: 

Крупные проекты и 

арктические маршруты 

Gazprom Neft: 

Mega Projects 

Arctic Routes

www.kazdr.kz

2017 

АСТАНА, СЕНТЯБРЬ 2017 

Крупнейший региональный форум в Республике Казахстан по 

технологиям бурения, проводимый под патронажем генерального 

партнера и платинового спонсора мероприятия - АО НК «КазМунайГаз» 

Партнер мероприятия 

На этом мероприятии, которое пройдет в форме круглого стола, 

будут затронуты такие важные вопросы по бурению, как: 

• Сложные резервуары • Высоконапорные высокотемпературные 

скважины • Бурение на низконапорных участках • Поглощение 

бурового раствора • Устойчивость стенок скважины • Ограниченная 

внутренняя инфраструктура • Отсутствие морских путей для поставки 

бурового оборудования в стране • Суровый климат и необходимость в 

буровых установках для работы в холодных условиях • Охрана труда и 

техника безопасности на буровых установках 

“Буровые технологии будущего 

доступны уже сегодня” 

+34 951 388 667 

doug.robson@rogtecmagazine.com +34 951388667 

www.rogtecmagazine.com

Редакционная Коллегия Editorial: 

Шеф-редактор 

Editorial Director 

Nick Lucan 

nick.lucan@rogtecmagazine.com 

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG Worldwide 

Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Lacal 26, 29680 Estepona, Spain. 

Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала 

ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG 

Worldwide Publishing S.L. 

Отдел рекламы Sales: 

Директор по продажам 

Sales Director 

Doug Robson 

doug.robson@rogtecmagazine.com 

Subscriptions: 

ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription 

for €100 per year, worldwide. Please contact info@rogtecmagazine.com for 

further information. 

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: 

info@rogtecmagazine.com. 

Условия подписки: 

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с 

доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной 

информации отправьте сообщение на 

circulation@rogtecmagazine.com. 

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать 

письменные уведомления об изменении адреса подписки на 

circulation@rogtecmagazine.com. 

Изображение на передней сторонке обложки любезно 

предоставлено «Газпром нефть» 

Front cover image is supplied courtesy of Gazprom Neft 

ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L., 

Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, Spain. No part of ROGTEC 

may be reproduced in part or in whole, without prior permission from 

TMG Worldwide Publishing S.L. 

Данный выпуск журнала ROGTEC 

переведен компанией Translation PRO. 

This issue of ROGTEC magazine was 

translated by Translation Pro 

Т: +7(4212) 65-72-68 

М: +7-914-311-99-93 

www.translationpro.ru 

6 

ROGTEC 


ВАШИ ЗАДАЧИ – НАШЕ РЕШЕНИЕ 

© 2016 Halliburton. All Rights Reserved. 

ДОЛОТА НОВОЙ СЕРИИ GEOTECH 

Департамент буровых долот и сервиса компании Halliburton представляет долото нового 

поколения GeoTech. Буровые долота серии GeoTech с неподвижным вооружением 

разрабатываются специально под индивидуальные требования заказчика и обеспечивают 

максимальную эффективность и производительность. 

Научный подход к проектированию позволяет достичь более эффективного разрушения 

породы при наименьшем износе вооружения и оптимизировать очистку долота. 

Более того, наш уникальный процесс проектирования «DatCI» позволяет разрабатывать 

оригинальные решения с учётом конкретных условий бурения при непосредственном 

взаимодействии с заказчиком. 

Узнайте больше о технологиях бурения на halliburton.ru 

halliburton.com 

www.rogtecmagazine.com ROGTEC 7

Содержание 

Contents 

Российский рынок сопровождения 

горизонтального и наклонно-направленного 

бурения: текущее состояние и перспективы 

развития до 2025 года 

12 

MWD & LWD In Russia: Current Status and 

Development Outlook Through 2025 

Применение нового концептуального 

подхода к использованию данных ГИС в 

горизонтальных и сильно искривленных 

скважинах 

22 

Rosneft: New Approach to Well Logging Data 

in Horizontal and Deviated Wells 

Особенности формирования 

внутрипластовых нефтепромысловых систем 

на основе технологии горизонтального 

бурения 

34 

Rosneft: 

In Situ Oil and Horizontal Wells 

Новые добычные проекты «Газпром нефти» 

44 

Gazprom Neft: 

Production Projects 

«Газпром нефть»: Арктические маршруты 

52 

Gazprom Neft: Arctic Routes 

44 52 

8 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

СИСТЕМЫ ПОДВЕСКИ ХВОСТОВИКОВ 

АБСОЛЮТНА Я 

ВОДО- И ГАЗОГЕРМЕТИЧНОСТЬ 

Наша система подвески хвостовиков класса «премиум» 

справится с самыми сложными скважинными условиями 

453 тонны 

(1 млн фунтов) 

подвесная 

способность 

92 208 Н-м 

(68 000 фунто-футов) 

максимальный 

крутящий момент 

103 МПа 

(15 000 фунт/кв. дюйм) 

максимальное 

давление герметизации 

204°C 

(400°F) 

максимальная 

температура 

© 2016 Weatherford. Все права защищены. 

\.. 

\.. 

\.. 

Узнать о том, как данные характеристики могут 

помочь вам при использовании высокоэффективной 

системы хвостовиков IntegraLine с технологией 

обжатия, можно на сайтах 

weatherford.com/integraline и weatherford.ru 

Бурение и оценка пласта | Строительство скважин | Заканчивание и интенсификация | Добыча

Колонка шеф-редактора 

Вашему вниманию предлагается 47-й выпуск журнала 

ROGTEC. Трудно поверить, что в сентябре следующего мы 

отметим выход пятидесятого выпуска этого замечательного 

журнала. Это совсем неплохо для ежеквартального 

печатного издания, которое издается на рынке, известном 

своей волатильностью. 

Когда я писал эти строки, мы наблюдали заключение 

важного, первого за многие годы, соглашения между 

членами ОПЕК и другими странами, не входящими в 

организацию, о сокращении добычи. В начале декабря 

соглашение было достигнуто и вступит в силу в начале 

января. Соглашения подобного рода, даже после 

ратификации, крайне сложно исполнить. Однако, по 

крайней мере, краткосрочно мы наблюдали, как цены 

на нефть достигли почти 58 долларов и внушили рынку 

долгожданный оптимизм. При более чем миллиардных 

сокращениях бюджетов нефтяных компаний с момента 

краха цен и дальнейших сокращениях, уже объявленных 

на 2017 год, будем надеяться, что, в конце концов, в 

нефтяной сфере будет наблюдаться стабильность. 

В этом выпуске широко представлены материалы 

нефтедобывающих компаний, где «Роснефть» подготовила 

статьи новом концептуальном подходе к использованию 

данных ГИС в горизонтальных и сильно искривлённых 

скважинах, а также материал по особенностям 

формирования внутрипластовых нефтепромысловых 

систем на основе технологии горизонтального бурения. 

Компания «Газпром нефть» предоставила материалы по 

своим новым проектам по добыче, а также арктическим 

путям, которыми пользуется компания при работе на 

Приразломном месторождении. Помимо этого RPI 

обращается к текущему состоянию и перспективам 

развития рынка телеметрии и каротажа в процессе бурения 

в России, с чем определенно стоит ознакомиться. 

Не забудьте, что 13 апреля мы также празднуем 

проведение 5-го ежегодного Российского Круглого 

Стола по Бурению и Заканчиванию, RDCR-2017. Теперь 

это событие стало ведущим технологическим форумом 

по бурению и заканчиванию в России. Дополнительная 

информация о мероприятии размещена на сайте www.rdcr. 

ru. Консультативный совет форума состоит из ключевых 

фигур в нефтегазовом секторе, что свидетельствует о 

том, насколько серьезно российские нефтедобывающие 

компании воспринимают проведение RDCR. «Лукойл», 

«Роснефть», СПД и BP являются членами совета, состав 

участников которого будет расширен в будущем. 

Мы также будем проводить 3-й Казахский Круглый Стол 

по Бурению, KDR-2017, в Астане в следующем сентябре. 

К дневным заседаниям форума добавится проектирование 

скважин, что расширит дискуссию и сделает ее более 

разнообразной. Событие удвоится в размере при 

четырех технологических залах в 2017 году против двух 

в текущем 2016. За счет тесного взаимодействиям с 

нашим Платиновым спонсором и Генеральным партнером 

события АО НК «КазМунайГаз» KDR до сих пор волнует умы 

и получает отличную обратную связь от всех участников 

форума. Дополнительная информация о мероприятии 

размещена на сайте www.kazdr.kz 

Хочу воспользоваться возможностью пожелать всем 

нашим читателям удачного Нового года и счастливого 

Рождества. Надеюсь, Дед Мороз принесет вам и вашим 

семьям чудесные подарки. А еще, надеюсь, добавит 

несколько долларов к цене барреля в 2017 году! 

Приятного чтения! 

Ник Лукан 

Шеф-редактор 


10 ROGTEC 


Колонка шеф-редактора 

www.rogtecmagazine.com 


11

EDITORSNOTES 

Editors Notes 

Dear Readers, 

Welcome to issue 47of ROGTEC Magazine. It is hard 

to believe that next year, in September – we will be 

celebrating 50 issues of this great magazine. Not bad 

for a quarterly publication in a notoriously volatile market. 

As I write this, we have seen the first major deal 

reached between OPEC and non-OPEC member 

to cut production in many years. At the beginning of 

December, the agreement was reached and comes into 

force at the beginning of January. These agreements, 

even when ratified, have been notoriously difficult to 

implement. However, in the short term at least we have 

seen the price of oil hit nearly 58 dollars and bring a 

welcome bit of optimism to the market. With over a 

trillion dollars having been slashed from oil company’s 

budgets since the price rout and further cuts already 

announced for 2017 – let us hope that finally we are 

seeing stability in the oil patch. 

For this issue – we are operator heavy on the content 

side with Rosneft writing articles on well logging during 

horizontal drilling and insitu oil. Gazprom Neft are looking 

at their new production projects and the arctic routes 

that they are using. On top of this we have RPI looking 

at the current status and development prospects of 

MWD and LWD in Russia which is certainly worth a 

read. 

as the leading drilling and completions event for 

Russia and further information can be seen by visiting 

www.rdcr.net. The advisory board is made up of the 

leading figures in the oil and gas sector, which is a 

testament to how seriously the Russian operators 

take the RDCR. LUKoil, Rosneft, SPD and BP are all 

members with more expected to join. 

We will also be holding the 3rd KDR, Kazakh Drilling 

Roundtable in Astana next September (www.kazdr.kz). 

We will be adding well engineering to the day’s 

proceedings which will make for a larger and more 

diverse forum. The event will double in size with four 

technology halls over this year’s two. By working 

closely with our Platinum Sponsor and General Event 

Partner, JSC NC KazMunayGas, the KDR is still making 

waves and generating great feedback for all those who 

attended. 

I would like to take this opportunity to wish all our 

readers a prosperous New Year and a very Merry 

Christmas. I hope Father Frost visits and brings you and 

your families some fantastic presents – and here’s to 

hoping he can bring a few dollars more on the barrel in 

2017! 

Enjoy the issue. 

Don’t forget that we will also be celebrating the 

5th annual RDCR, Russian Drilling and Completion 

Roundtable on April 13 th . The event is now established 

Nick Lucan 

Editorial Director 



Мировой лидер в 

производстве современных 

малогабаритных 

гироскопических 

навигационных систем для 

нефтегазового сектора 

Высокоточные и надежные 

гироинклинометры, работающие 

в режиме непрерывной съемки, 

для всех профилей нефтегазовых 

скважин, в т.ч. сложных, устойчив 

к воздействию агрессивно высоких 

температур. 

Высокоскоростной непрерывный гироскопический 

инклинометр с внутренней привязкой к географической 

системе координат, к «истинному Северу»: высокая 

точность измерений в скважинах любого профилях (от 

вертикальных до горизонтальных) 

Превосходная устойчивость к механическим 

воздействиям, высокая надежность, не подвержен 

влиянию внешних магнитных полей 

Выдающаяся точность и скорость съемки среди 

гаммы гироинклинометров, представленных на рынке, 

скорость записи до 150 м/мин 

Простота в использовании, оптимальные 

массогабаритные характеристики, компактность и 

мобильность 

Stockholm Precision Tools на протяжении 20 

лет является мировым лидером и надежным 

поставщиком современных гироскопических 

систем для нефтегазового и горнорудного сектора. 

Гироскопические инклинометры SPT обеспечивают 

высокую точность и достоверность измерений, 

при этом приборы невосприимчивы к магнитным 

помехам в стволе скважины, обеспечивают 

оптимальные эксплуатационные характеристики и 

режимы проведения измерений. Приборы компании 

SPT помогают нашим партнерам снизить время 

проведения ГИС, повышают оборачиваемость 

геофизических партий, снижают временные и 

финансовые издержки. Благодаря приборам SPT 

наши клиенты могут быть абсолютно уверены 

в том, что они получают наиболее точные и 

достоверные измерения, которые только могут 

обеспечить приборы этого типа. 

www.stockholmprecisiontools.com 



13

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 

Российский рынок сопровождения 

горизонтального и наклонно-направленного 

бурения: текущее состояние и перспективы 

развития до 2025 года 

MWD & LWD In Russia: Current Status and 

Development Outlook Through 2025 

Медведев Никита Вадимович, Руководитель проектов, RPI 

B 

последнее десятилетие в области бурения 

произошли значительные изменения. С каждым 

годом происходит повышение сложности работ и 

требований в области промышленной и экологической 

безопасности. Поэтому применение телеметрических 

систем обретает все больший вес на нефтесервисном 

рынке – исходя из получаемой с них информации 

можно строить фактическую и прогнозировать 

дальнейшую траекторию скважин. В конечном итоге 

это влияет на скорость проходки и точность попадания 

в пласт, что напрямую влияет на стоимость бурения и 

дебит скважины. 

Ключевым драйвером развития телеметрических 

систем (MWD) и каротажа во время бурения (LWD) 

является развитие горизонтального бурения 

и усложнение условий бурения. Протяженные 

горизонтальные участки, особенно при плотной сетке 

скважин, на менее мощных пластах или в регионах 

со сложной геологией требуют участия качественных 

высокоточных телеметрических систем с целью 

быстрой и точной корректировки в процессе бурения. 

Nikita V. Medvedev, Projects Director, RPI 

S 

ignificant changes have happened in the drilling industry 

in the last decade. Every year the operations become 

more complex and the production and environmental 

safety requirements become more stringent. That is 

why the application of measuring-while-drilling (MWD) 

systems is becoming more important in the oilfield services 

market – information acquired while using such systems 

allows plotting the current, and projected, wellbore paths. 

Eventually this impacts the rate of penetration and accuracy 

when targeting the reservoir which in turn directly influences 

the drilling costs and well flow rates. 

Development of the horizontal drilling, as well as the 

complication of drilling conditions, serves as the key driver 

for development of MWD and LWD systems. Lengthy 

horizontal sections, especially those with dense well 

spacing in thin reservoirs or in areas of complex geology, 

require the application of precision MWD systems in order 

to rapidly and accurately make adjustments while drilling. 

Horizontal drilling footage has increased more than 5 fold 

within the last 6 years and by 2025 - horizontal drilling is 

projected to make up more than 50% of all drilling. 

14 



WELL LOGGING 

30,000 

25,000 

20,000 

15,000 

10,000 

5,000 

0 

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 

Наклонно-направленное 

Directional 

Горизонтальное 

Horizontal 

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI 

Source: CDO FEC, RPI analysis 

График 1. Изменение в объеме проходки в горизонтальном и наклонно-направленном бурении в 2009 – 2025 годах, 

тыс. метров. 

Chart 1. Changes in the Horizontal and Directional Drilling Footage in 2009 – 2025, k meters. 

За последние 6 лет объем проходки в горизонтальном 

бурении вырос более чем в 5 раз, а в перспективе 

до 2025 года на горизонтальное бурение будет 

приходится более 50% от всего объема работ. 

Динамика рынка MWD/LWD услуг качественно повторяет 

динамику бурения с некоторыми особенностями, 

например операции по каротажу не так распространены 

в Восточной Сибири в связи с особенностями 

геологического строения (магматитами). 

Развитие рынка MWD 

Операции MWD в России проводятся: 

• При операциях ЗБС; 

• При бурении горизонтальных скважин (ГС); 

• При бурении наклонно-направленных скважин (ННС). 

При бурении ГС и ЗБС операции MWD осуществляются 

практически обязательно, так как стоимость бурения 

требует максимально точной и безошибочной 

проводки ствола скважины. 

При бурении типов, относительно низкодебитных 

наклонно-направленных скважин в хорошо 

исследованных регионах в большинстве случаев 

телеметрия также применяется, но, как правило, она 

более технологически проста и включает в основном 

инклинометр. 

В операциях MWD наиболее популярным остается 

гидравлический канал связи, как наиболее надежное 

решение. В ряде западных компаний используются 

The MWD/LWD market dynamics mirror the drilling dynamics 

in a qualitative manner with some anomalies. For instance, 

logging operations are not used very much in East Siberia due 

to the specific geological features (magmatics). 

MWD Market Development 

MWD operations are conducted in Russia in the following 

cases: 

• Side-tracking; 

• Horizontal well (HW) drilling; 

• Directional well (DW) drilling. 

In the course of the HW drilling and side-tracking the MWD 

operations are almost mandatory as the drilling costs 

incurred require the most precise and error-free drilling. 

While drilling relatively low-rate directional wells in well-explored 

areas MWD is also generally applied because it is technically 

simpler and only includes a directional survey tool. 

The hydraulic communication channels remain the most 

popular in the MWD operations as the most reliable 

solution. Some of the western companies apply tools 

with electromagnetic channels and while their quantity is 

significantly less, this trend is growing. 

Current Situation of the LWD Market 

From 2006 to 2015, LWD operations in Russia have 

been used while drilling horizontal wells and side tracking 

– generally similar to the use described above for MWD 

operations. In terms of quantity, the scope for LWD 

operations is smaller, and again is not widely used in 



15

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН 

9,000 

8,156 

8,000 

7,008 

7,309 

7,000 

6,000 

5,000 

4,000 

3,000 

2,000 

3,661 

1,058 

472 

4,430 

1,353 


4,931 

1,511 

523 

4,644 

1,485 

443 

5,212 

1,643 

580 

5,816 

1,917 

648 

6,222 

2,021 

796 

2,444 

1,266 

2,741 

1,553 

3,061 

1,937 

1,000 

0 

2006 

2007 

2008 

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 

ЗБС 

Side-Tracking 

Горизонтальные скв. 

Horizontal Wells 

Накл-напр. скважины 

Directional Wells 

Всего 

Total 

Источник: анализ RPI, экспертные оценки 

Source: RPI Analysis, Expert appraisal 

График 2. Количество операций MWD, произведенных в России в 2006-2015 годах, операции 

Chart 2. MWD Operations Conducted in Russia in 2006-2015, operations 

приборы с электромагнитным каналом, но их 

количество значительно меньше но проявляет 

тенденцию к увеличению. 

Ситуация на рынке LWD 

Операции LWD в России в 

2006-2015 годах применялись 

при бурении ГС и ЗБС и в 

целом качественно повторяют 

динамику операций MWD в 

течение 2006-2015 годов. 

western Siberia. In 2016, the use of LWD systems had 

increased threefold compared to 2006. This growth, in 

addition to sidetracking operations, was a direct result 

of the growing interest from national oil companies in 

horizontal drilling. In turn, that interest was driven by the 

Электромагнитный канал, 9% 

Electromagnetic Channel, 9% 

В количественном отношении 

объем операций LWD 

ниже, чем MWD в связи 

с выпадением объемов 

Восточной Сибири, а также 

части наклонно-направленных 

скважин в наиболее 

освоенных регионах бурения. 

В 2015 году рост в числе 

операций по LWD вырос более 

чем в 3 раза по сравнению с 

2006 годом. 

Этот рост, помимо 

возрастания числа операций 

ЗБС, был вызван ростом 

интереса отечественных 

компаний к горизонтальному 


Гидравлический канал, 91% 

Hydraulic Channel, 91% 



График 3. Распределение операций MWD по используемому каналу 

Chart 3. MWD Operations Distribution by the Channel Used 


WELL LOGGING 

бурению. В свою очередь, этот интерес явился 

следствием совершенствования технологий каротажа 

во время бурения в 2007-2014 годах и необходимостью 

бурение более сложных скважин для повышения 

нефтеотдачи пластов. 

Наибольшее число операций LWD (в сумме более 80% 

от общего количества по России) в 2010-2014 годах 

пришлось на Западную Сибирь и Волго-Уральский 

регион, которые отличались наибольшим удельным 

весом по бурению скважин и ЗБС в стране. 

Наиболее востребованным видом каротажа в России 

в 2014 году являлся гамма-каротаж (58% от всего 

числа операций) и каротаж сопротивления (примерно 

39%). В 2011 году удельная доля ядерного каротажа не 

превышала 3%. Однако, согласно мнению экспертов, 

в 2013-2014 году отмечается рост доли ядерного 

каротажа, ориентировочно до 4-5% от всех операций 

LWD в стране. 

Прогноз рынка и ключевые заказчики 

Рынок услуг по MWD и LWD в стоимостном выражении 

будет расти более быстрыми темпами, чем в 

improvement of LWD technologies during the period from 

2007 to 2014, and the need to drill more complex wells to 

increase oil recovery. 

The largest number of LWD operations (in total exceeding 

80% of all LWD in Russia) from 2010 to 2014 happened in 

Western Siberia and the Volga Urals Region – which has 

the biggest level of drilling and sidetracking in Russia. 

The maximum number of the LWD operations (in total exceeding 

80% of the total quantity in Russia) in 2010-2014 happened in 

West Siberia and the Volga-Urals region with biggest portion of 

the well drilling and side-tracking in the country. 

The most sought-after type of logging in Russia in 2014 

was the gamma-ray logging (58% of the total number of 

operations) and resistivity logging (approximately 39%). The 

relative share of nuclear logging in 2011 did not exceed 3%. 

However based on expert opinion, from 2013 to 2014 the 

share of nuclear logging had grown to approximately 4-5% 

of all LWD operations in the country. 

Market Outlook and Key Customers 

In terms of value, the MWD and LWD market will grow


7,000 

6,000 

5,000 

4,000 

3,287 

3,699 

4,003 

4,773 

2,036 

5,178 

2,284 

5,895 

2,551 

3,000 

2,000 

1,000 

0 

1,601 

881 


2006 

1,953 

1,127 


2007 

2,369 2,292 

1,685 

1,937 

1,598 

1,370 

1,266 1,553 

796 

1,259 1,238 

648 

580 

523 443 

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 

ЗБС 

Side-Tracking 

Горизонтальные скв. 

Horizontal Wells 

Накл-напр. скважины 

Directional Wells 

Всего 

Total 



График 4. Количество операций LWD, произведенных в России в 2006-2015 годах, операции 

Chart 4. LWD Operations Conducted in Russia in 2006-2015, operations 

количестве операций, что прежде всего связано с 

ростом спроса на более технологически сложные и 

соответственно дорогие решения прежде всего для 

горизонтального бурения. Также влияние оказывает 

работа в удаленных регионах, таких как Ямал и 

Восточная Сибирь, что удорожает работу партий. 

Развитие технологии MWD/LWD идет по четырем 

основным направлениям: 

• Совершенствование навигационных датчиков и 

обрабатывающего программного обеспечения для 

повышения точности проводки ствола скважины 

• Увеличение скорости передачи данных для 

сокращения времени на измерения при бурении 

• Расширение комплекса регистрируемых и 

передаваемых данных измерениями динамических 

параметров бурения и давления внутри- и затрубного 

пространства для выбора оптимальных режимов 

бурения, промывки скважин и плотности бурового 

раствора, сокращая время строительства скважины 

и снижая риски, связанные с дифференциальными 

прихватами и гидроразрывами. 

• Повышение надежности скважинного оборудования 

MWD и сокращение непроизводительного времени, 

связанного с отказами оборудования. 

В 2015 году наибольшее число операций MWD в 

России произвела «Роснефть» (44% от всего числа 

операций в стране) — лидер по бурению среди всех 

нефтяных компаний в стране. 


rapidly – not only in terms of the amount of operations, 

but because of the growing demand for more 

complicated and expensive solutions within horizontal 

drilling. The increase of these projects in remote areas 

such as Yamal and east Siberia will also increase the 

cost of these operations. 

MWD/LWD technology development will proceed in the 

following four directions: 

• Improvement of the steering sensors and processing 

software. With the aim of enhanced wellbore targeting 

• An increase in data transfer rate with the aim of reducing 

the time it takes to MWD. 

• Expansion of the recorded and transferred data scope by 

measuring the dynamic parameters of drilling, 

downhole and annular pressure for selection of the 

optimum modes for drilling, circulation and mud weight, 

reducing the well construction time and hazards 

associated with differential sticking and hydraulic fracturing. 

• Downhole MWD equipment reliability improvement and 

reduction of the non-productive time caused by 

equipment failures. 

In 2015 the maximum number of the MWD operations in 

Russia was conducted by Rosneft (44%) — the clear leader 

in drilling operations among the oil companies. 

The Bashneft and Slavneft share of the MWD market has 

not changed significantly between 2012-2013 and is 

steady at around 2% and 3% respectively. 


OFFSHORE 

РОТОРНАЯ УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА 

GEO-PILOT ® ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С 

ВЫСОКОЙ ИНТЕНСИВНОСТЬЮ НАБОРА 

РОТОРНАЯ УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА GEO-PILOT ® DIRIGO 

Воспользуйтесь всеми преимуществами роторной управляемой системы Geo-Pilot ® Dirigo. 

Данная система обеспечивает настолько высокую интенсивность набора, которая ранее 

была доступна только традиционным забойным двигателям. 

» Пространственная интенсивность до 10º/30 м в скважинах большого диаметра и до 15º/30 м в 

скважинах меньшего диаметра 

© 2016 Halliburton. All Rights Reserved. 

» Сокращение сроков бурения — бурение вертикального участка, интервала набора и 

горизонтального ствола одной КНБК в один рейс, без интервалов слайдирования и без 

необходимости проведения дополнительных СПО 

» Начало набора угла на большей глубине и более раннее вскрытие коллектора с увеличением 

зоны контакта с продуктивным пластом 

» Возможность бурения скважин с большим отходом и меньшим зенитным углом, снижение 

, скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну и, в результате, более быстрые 

и плавные СПО 

halliburton.com 


halliburton.ru 


19


7,000 

6,000 

5,000 

4,000 

3,000 

2,000 

1,000 

0 

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 

(факт) (факт) (факт) (факт) (факт) (факт) 

(actual) (actual) (actual) (actual) (actual) (actual) 

Источник: анализ RPI / Source: RPI Analysis 

График 5. Прогноз объема рынка операций MWD/LWD до 2025 года в денежном выражении, млн рублей 

Chart 5. The MWD/LWD Operations Market Size Outlook through 2025 in Terms of Value, m rubles 

Доли «Башнефти» и «Славнефти» с 2012-2013 года 

практически не изменились и продолжают держаться 

на уровне 2% и 3% соответственно. 

LUKOIL stays among the top three companies. 

The company was striving to reduce the annual 

production decline rate by increasing meters drilled. 

Осталась в тройке лидеров компания «ЛУКОЙЛ», 

за счет роста буровых работ компания стремилась 

сдержать темпы снижения годовых объемов их 

добычи. 

Наибольшая доля крупных ВИНК связана как с их 

большими объемами бурения, так и с 

требованиями к MWD/LWD в связи с 

более сложными и дорогими скважинами, 

прежде всего горизонтальными в 

Восточной Сибири и на Ямале. 

Доля Газпром нефти на рынке 

телеметрии, несмотря на большие 

объемы бурения не так велика, 

что связано с использованием 

горизонтальных скважин, при которых 

объем телеметрии в операциях не так 

значителен, но само сопровождение 

дорогостояще. 

Лукойл 15% 

Lukoil 15% 

Газпромнефть 6% 

Gapromneft 6% 

The biggest share within the big vertically-integrated oil 

companies is attributed to their substantial drilling meters 

and their demands for MWD/LWD due to more expensive and 

complex wells, primarily the horizontal wells in East Siberia and 

Yamal. 

Славнефть 3% 

Slavneft 3% 

Татнефть 3% 

Tatneft 3% 

Башнефть 2% 

Bashneft 2% 

Прочие 2% 

Others 2% 

Русснефть 1% 

Russneft 1% 

Роснефть 34% 

Rosneft 34% 

Наибольшее число операций LWD 

в 2015 году в России провели 

«Роснефть» и «Сургутнефтегаз» 

с долями в 34,0%. Меньшая доля 

Роснефти в сегменте LWD, чем в 

MWD связано с большими объемами 

бурения в Восточной Сибири, где 

применение каротажа затруднено 

из-за геологических условий. 

Сургутнефтегаз использует LWD 

при бурении большинства скважин 

с целью экономии на последующих 

ГИС – исследованиях (чем, в том числе, 

Сургутнефтегаз 34% 

Surgutneftegaz 34% 

Источник: анализ RPI, 

экспертные оценки 

Source: RPI Analysis, 

Expert appraisal 

График 6. Доли рынка заказчиков MWD России в 2015 году, % от 

общего количества операций 

Chart 6. Market Shares of the MWD Customers in Russia in 2015, % of the 

total number of operations 

20 



MWD 



21


Славнефть 3% 

Slavneft 3% 

Прочие 6% 

Others 6% 

Татнефть 2% 

Tatneft 2% 

Башнефть 2% 

Bashneft 2% 

Русснефть 2% 

Russneft 2% 

The Gaprom Neft share of the MWD market 

is not big in spite of its large drilling volumes. 

This is caused by them drilling horizontal 

wells where the need for MWD is minimal, 

but the operations are still expensive. 

Газпромнефть 9% 

Gapromneft 9% 

Лукойл 14% 

Lukoil 14% 

Сургутнефтегаз 19% 

Surgutneftegaz 19% 

объясняется более высокая эффективность бригад КРС 

и ГИС в компании, чем у конкурентов). 

В тройку лидеров с долей в 15% вошел «ЛУКОЙЛ», 

где поставлена задача в период времени до 2017 года 

довести долю горизонтального бурения до 40%. 

На рынке есть перспективные ниши 

Среди ключевых для подрядчиков рыночных тенденций 

можно отметить следующие: 

Роснефть 44% 

Rosneft 44% 

Источник: анализ RPI, 

экспертные оценки 

Source: RPI Analysis, 

Expert appraisal 

График 7. Доли рынка заказчиков LWD России в 2015 году, % от общего 

количества операций 

Chart 7. Market Shares of the LWD Customers in Russia in 2015, % of the total 

number of operations 

Rosneft and Surgutneftegas conducted 

the largest number of LWD operations in 

Russia in 2015 with a total share of 34%. 

The smaller Rosneft share in the LWD 

segment, compared to MWD, is due to 

the big scope of drilling conducted in East 

Siberia where the application of logging 

is complicated due to the geological 

conditions. Surgutneftegas applies LWD 

while drilling most of its wells for the purpose 

of saving on future well logging (this, in 

particular, explains the higher efficiency of 

the company workover and logging crews 

compared to its competitors). 

LUKOIL is third on the list with its share 

of 15% and where an objective is set to 

raise the horizontal drilling share to 40% 

by 2017. 

There Are Some Prospective 

Market Niches 

The following market trends which are of 

key importance for contractors should be noted: 

• Growing price pressure on contractors; 

• Searching for simpler and cheaper MWD options; 

• Sharp decrease in funding available for national OFS 

companies 

• Appearance of small and mid-size players in the 

MWD and LWD service market which combine western 

equipment with national expertise in the field of software 

and data interpretation. 

• Усиление ценового давления на подрядчиков; 

• Поиск более простых и дешевых вариантов 

сопровождения бурения; 

• Резкое снижение кредитования и финансирования 

развития отечественных нефтесервисных компаний. 

• Появление малых и средних игроков на рынке 

сервиса MWD и LWD, которые комбинируют 

западную технику и отечественные наработки в 

области ПО и интерпретации данных 

Среди исполнителей работ LWD в 2014 году 

лидировали три крупные международные 

нефтесервисные компании: Schlumberger (16%) и 

Halliburton (15%) и Baker Hughes (14%). Около 20% 

рынка занимают внутренние подразделения компании 

Сургутнефтегаз. 


Three big international oilfield service companies were the 

leading LWD performers in 2014: Schlumberger (16%) 

and Halliburton (15%) and Baker Hughes (14%). The 

Surgutneftegas integrated companies hold 20% of the market. 

The leading position of the foreign companies is aligned 

with the high quality of services they provide, as well as the 

big operating experience in the international oilfield services 

market. The main advantage here is the data processing, 

interpretation and fault free equipment performance. At 

this point all of the most challenging projects are being 

implemented using the MWD services of the key foreign 

players. 

The MWD and LWD market is also under the influence of 

sanctions imposed by the Western countries and drop in 

the ruble exchange rate. It can be noticed primarily in some 


WELL LOGGING 

Лидерство зарубежных 

компаний связано с 

высоким качеством 

предоставляемых услуг, 

а также большим опытом 

работы на международном 

нефтесервисном рынке, что 

в наибольшей степени влияет 

на качество обработки и 

интерпретации данных, 

а также на качестве и 

безотказности оборудования. 

На данный момент все 

наиболее сложные 

проекты реализуются 

с использованием 

телеметрических сервисов 

от ведущих зарубежных 

игроков. 

Прочие 13.4% 

Miscellaneous 13.4% 

Сургутнефтегаз 19.8% 

Surgutneftegaz 19.8% 

На рынок MWD и LWD 

оказывают влияние 

санкции, наложенные 

западными странами и 

падение курса российского 

рубля. Это прежде всего 

проявляется в некотором 

оживлении в сфере 

отечественных разработок техники и ПО для MWD 

и LWD. Есть много примеров развивающихся 

отечественных производителей часто основанных 

выходцами из международных нефтесервисных 

компаний, которые развивают собственные 

наработки. При необходимости, часть оборудования 

отечественными сервисными компаниями закупается 

через посредников и проблем с комплектующими и 

запасными частями не наблюдается. 

Как показал опрос отраслевых игроков, наибольшая 

проблема в сфере производства оборудования MWD/ 

LWD состоит в его качестве, но существенного 

улучшения качества можно ожидать уже в 

ближайшее несколько лет. В данный момент 

многие нефтяные компании охотно сотрудничают 

с российскими производителями и сервисными 

компаниями и проводят пилотные проекты, что 

является наиболее показательным трендом с точки 

зрения возможностей для российских компаний. 

В среднесрочной перспективе это является 

ключевой нишей и «трамплином» для большинства 

отечественных компаний, которые могут обкатывать 

оборудование и технологии, накапливать базу знаний 

на большом числе «типовых проектов» и постепенно 

занимать долю зарубежных компаний на этом, 

едва ли, не самом высокотехнологичном сегменте 

нефтесервисной отрасли. 

Газпром Бурение 2.2% 

Gazprom Bureniye 2.2% 

Буринтех 1.5% 

Burintech 1.5% 

Schlumberger 16% 

Траектория-Сервис 3.1% 

Trajectoriya-Service 3.1% 

Integra 4% 

Weatherford 11% 

Halliburton 15% 

Источник: анализ RPI / Source: RPI Analysis 

Baker Hughes 14% 

График 8. Доли рынка подрядчиков MWD LWD России в 2015 году, % от общего 

количества операций 

Chart 8. Market Shares of the MWD / LWD Contractors in Russia in 2015, % of the total 

number of operations 

revival in the national MWD and LWD equipment and software 

development. There are many examples of new national startups 

in this area, set up by people who used to work for international 

OFS companies and so possessing the relevant know how. 

If necessary, part of the equipment can be purchased by the 

national service companies through mediators, and there are 

no problems with the components and spare parts. 

As the questioning of the industry players has shown, the 

biggest problem in the field of the MWD/LWD equipment 

fabrication is its quality, but a significant improvement of 

quality can be expected in the next few years. At this point 

many oil companies are willingly co-operating with national 

manufacturers and service companies to implement pilot 

projects. This is the most indicative trend in terms of 

opportunities for the Russian companies. In a mid-term 

outlook, it is the key niche and «takeoff ramp» for the 

majority of the national companies that will keep testing 

equipment and technologies, accumulate knowledge 

on many of the «typical projects» and gradually take the 

share of the foreign companies in this most sophisticated 

segment of the oilfield services industry. 

За дополнительной информацией об отчетах RPI, пожалуйста, 

обращайтесь к Иванцовой Дарье: 

+7 (495) 502 5433 / 778 9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru 

Please contact Dariya Ivantsova for more information on RPI reports. 

+7 (495) 502 5433 / 778 9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru 

www.rpi-consult.com / www.rpi-research.com 



23


Применение нового концептуального подхода к 

использованию данных ГИС в горизонтальных 

и сильно искривленных скважинах 

Rosneft: New Approach to Well Logging Data 

in Horizontal and Deviated Wells 

Л.Д. Елисеева (ООО «РН-Шельф-Арктика»), 

Г.С. Стунжа, К.О. Шмыгля (ООО «РН-Эксплорейшн»), 

А.А. Бовыкин (ПАО «НК «Роснефть») 

Введение 

В последние десятилетия объем бурения 

горизонтальных скважин (ГС) с большим отходом от 

вертикали неуклонно растет. Геолого-геофизическая 

информация, полученная по результатам бурения 

таких скважин, традиционно использовалась лишь 

для качественной оценки вскрытых отложений, а все 

количественные геолого-геофизические параметры 

для оценки объекта в целом рассчитывались только по 

вертикальным скважинам. 

С появлением аппаратуры для полного комплекса 

ГИС в горизонтальных скважинах стало возможным 

определение количественных параметров пласта. 

Однако в основном для этого используются 

L.D. Eliseyeva (RN-Shelf-Arctic LLC), 

G.S. Stunzha, K.O. Shmyglya (RN-Exploration LLC), 

А.А. Bovykin (Rosneft PJSC) 

Introduction 

Horizontal and extended reach drilling has been steadily 

growing over the last decades. The geological and 

geophysical data acquired as a result of such drilling 

has traditionally been used to evaluate the quality of 

the drilled sediments. The total field and prospect 

parameters were obtained and calculated based on data 

from vertical wells. 

With the advent of the complete well logging (WL) 

equipment for horizontal wells, it became possible to 

assess the quantitative parameters of the well. However 

the basic curves are primarily used for that purpose, which 

results in significant errors specifically due to the strong 

impact of the neighbouring formations on the tool readings 

24 



WELL LOGGING 

исходные кривые, что приводит к значительным 

ошибкам, в частности из-за сильного влияния 

близлежащих пластов на показания приборов во 

вскрытых отложениях. Кроме того, моделирование 

с целью подсчета запасов и последующего прогноза 

добычи, как правило, основано на алгоритмах 

пространственного анализа, использующих 

информацию как о горизонтальной, так и о 

вертикальной вариативности свойств. Данных о 

вертикальной вариативности свойств исследования ГС 

практически не дают, зато, в отличие от исследований 

скважин с малым отходом от вертикали, позволяют 

уточнить латеральное распространение пластов 

и их свойств. При этом в случае вертикальной 

скважины свойства вскрытых отложений одинаково 

распространяются на достаточно большой радиус 

(первые десятки – сотни метров) от скважины 

коаксиально-цилиндрически во всех направлениях с 

учетом пластовой структуры, тогда как свойства по 

ГС могут распространяться лишь латерально вдоль 

ее траектории, поскольку положение границ пластов 

даже на малом удалении от скважины по вертикали 

определить невозможно. Эта проблема усугубляется с 

увеличеснием отхода от вертикали, при геологической 

изменчивости, а также в сложнопостроенных 

месторождениях (клиноформенных, русловых и др.). 

С учетом неопределенности сейсмических данных по 

вертикали привязка данных горизонтальной скважины 

к результатам сейсмических исследований также 

осложнена. 

Особенности проведения геофизических 

исследований в горизонтальных скважинах 

Стандартные методики подсчета запасов 

предполагают наличие определенных входных 

параметров, часть из которых трудно определить 

с достаточной степенью достоверности по данным 

геофизических исследований горизонтальных 

скважин. К таким параметрам относятся, например, 

эффективные нефте- и газонасыщенные толщины. В 

случае неперпендикулярного входа в продуктивный 

пласт его толщина TST (true stratigraphic thickness 

– «истинная стратиграфическая толщина») 

рассчитывается через проходку по пласту и синус угла, 

под которым скважина его пересекает, определяемый 

по данным имиджеров LWD. 

Неопределенность в такой оценке угла тем больше, 

чем больше проходка по конкретному пласту (рис. 

1), что приводит к неопределенности в определении 

толщин. Кроме того, в случае изменчивости толщины 

пласта вдоль траектории скважины либо пересечения 

скважиной кровли и подошвы пласта под разными 

углами неизвестно, какую из толщин А или В (см. 

рис. 1) следует использовать в качестве подсчетного 

параметра при пространственных построениях. К тому 

in the drilled sediments. Furthermore, modeling for the 

reserves estimate and subsequent production forecast is 

generally based on the dimensional analysis algorithms, 

utilizing both the horizontal and vertical properties. 

Horizontal well (HW) logging does not actually produce data 

on vertical properties but, unlike the insignificantly deviated 

wells logging, it allows us to determine the formations 

lateral spread and to determine their properties. In case of 

a vertical well, the properties of the drilled sediments spread 

uniformly for a considerably large radius (the nearest tens to 

hundreds meters) from the wellbore in a coaxial-cylindrical 

manner. They spread in all directions consistent with the 

formation structure, while the HW properties can only 

spread laterally along its path as the formation boundary 

position cannot be determined, even in case of a slight 

vertical deviation. This problem worsens with an increase in 

vertical deviation, geological variability and in the complex 

formations (clinoform, channel, etc.). Given the uncertainty 

of seismic data on vertical wells, the horizontal well seismic 

survey data is also a challenge. 

Special Aspects of Horizontal Well Logging 

The standard reserve estimate methods assume the 

availability of relevant input parameters, some of which 

could hardly be determined with significant confidence 

using the horizontal well logging data. Such parameters in 

particular include net oil and gas saturated thicknesses. 

In case of a non-perpendicular reservoir entry its thickness 

Рис. 1. Определение толщины пласта, вскрытого 

горизонтальной скважиной 

Fig.1. Determining a the thickness of a horizontal section 

TST (true stratigraphic thickness) is calculated by the 

formation penetrated and angle sinus at which the wellbore 

crosses the formation determined by the LWD imager data. 

Uncertainty in the evaluation of such an angle grows with 

the increased penetration of a specific formation (Fig. 1), 

which leads to uncertainty when trying to determine the 

thickness. Moreover in case of the variable formation 

thickness along the wellbore path or if a wellbore crosses 

the formation top or bottom under different angles, it is 

unknown whether the thickness А or В (refer to Fig. 1) 

should be used as an estimate parameter for plotting 

dimensionally. In addition, if a wellbore crosses only the 

top or bottom of the formation, the thicknesses cannot 

be determined in principle. Thus development of the net 

thickness maps frequently used for reserve estimation using 

the HW data is impossible. 



25


же, если скважина пересекает только кровлю или 

подошву пласта, то определить толщины в принципе 

нельзя. Таким образом, по данным исследований ГС 

невозможно построение карт эффективных толщин, 

часто применяемых при подсчете запасов. 

Положение флюидальных контактов также определить 

нельзя, поскольку в случае единого плоского контакта 

в залежи ГС пройдет параллельно ему. С другой 

стороны, поскольку горизонтальные скважины, 

как правило, относятся к эксплуатационному 

фонду и бурятся на разных этапах разработки 

месторождения, информация, полученная в ГС, 

позволяет оценить распределение начальной 

насыщенности под действием капилярных явлений 

или ее изменение в процессе разработки. На рис. 2 

приведен пример прорыва воды по средней части 

пласта, представленной породами с улучшенными 

фильтрационно-емкостными свойствами, 

тогда как соседние интервалы пласта еще 

не обводнились, хотя и были затронуты 

разработкой. Такую информацию, 

изменившую представление о поведении 

флюидов в пласте, нельзя получить 

при исследовании одной вертикальной 

скважины. Так, скв. 1 на рис. 2 вскроет 

нефтяную зону только верхнего 

пласта, а скв. 2 – всех трех пластов, 

что не позволит сразу обнаружить 

неравномерный подъем контакта. 

The fluid contacts position also cannot be determined 

because in case of a single flat contact in a formation the 

HW will pass parallel to it. On the other hand, since the 

horizontal wells belong primarily to the production well stock 

and are drilled at different field development phases, data 

acquired in a HW enables evaluation of the initial saturation 

distribution under the capillary phenomena or its change 

in the course of development. Fig. 2 features an example 

of the water breakthrough in the middle part of reservoir 

represented by formation with better reservoir properties 

while the neighbouring reservoir intervals are not watered 

- even though they have been affected by development. 

Such information which changes the perception of the 

formation fluids behaviour cannot be obtained through 

logging one vertical well. For instance the well 1 on Fig. 2 

will only penetrate the upper reservoir zone, but the well 

2 will penetrate all three horizons and that will not allow 

immediate detection of the formations uneven elevation. 

Рис. 3. Геометрия системы 

горизонтальная скважина – пласт 

Вторым источником неопределенности 

является неприменимость методик 

количественной оценки свойств пластов 

по данным ГИС без их специ-альной 

обработки. Это связано с усложнением 

геометрии системы скважина – пласт, 

влияющим на показания регистрируемых 

при ГИС физических величин и 

приводящим к нечетким каротажным характеристикам 

границ пластов и других неоднородностей разреза 

(например, конкреций сцементированных песчаников). 

Как показано на рис. 3, при пересечении пласта под 

небольшим углом область исследования каротажных 

приборов будет включать несколько пластов, и сама 

скважина может частично находиться в одном пласте, 

частично – в другом. Без информации о геологическом 

строении и особенностях залегания пластов 

невозможно определить, какой из них больше влияет 

на показания интегрального прибора. Существенное 

влияние на регистрируемые данные оказывают 

переслаивание и особенности вмещающих пород. В 

отличие от вскрытия пластов вертикальной скважиной 

Рис. 2. Изменение положения контакта в пласте, выявленное в 

горизонтальной скважине 

Fig. 2. Change of the contact position in a reservoir found in a horizontal well 

The second source of uncertainty is the inapplicability of 

the horizon properties quantitative evaluation methods 

based on the WL data without a special processing. That 

is because of the wellbore-reservoir system geometry 

complexity impacting the physical value readings 

obtained in the course of WL and resulting in unclear 

logging characteristics of the reservoir boundaries 

and other cross-section non-uniformities (for instance, 

consolidated sandstone concretions). As seen on Fig. 

3, when a formation is crossed at a shallower angle the 

logging tool survey field will include several formations 

and the well itself could be placed partly in one formation 

and partly in the other. It is impossible to judge which 

formation will impact the integral tool readings more 



EXPLORATION 

IV ежегодный конгресс и выставка 

15–17 марта, Москва 

Организатор: 

Среди докладчиков и участников 2017: 

Кирилл Молодцов, 

заместитель 

Министра 

энергетики РФ 

Евгений Кот, 

генеральный директор, 

Ямал СПГ 

Сергей Густов, 


Газпром СПГ 

Санкт-Петербург 

Марк Джетвей, 

финансовый директор, 

заместитель председателя 

правления и член 

совета директоров, 

НОВАТЭК 

Сергей Соловьев, 


Арктик СПГ-2 

Михаил Лихачев, 

генеральный 

директор, Газпром 

газомоторное 

топливо 

• Возможности расширения проекта «Сахалин-2» и строительства 3-й технологической 

линии. Какие преимущества по монетизации газа на шельфе о. Сахалин такое 

расширение обеспечит? 

• Позиция операторов проекта «Сахалин-1» и планы по реализации проекта «Дальневосточный 

СПГ». Существует ли объективная возможность взаимодополняемой 

реализации обоих проектов? 

• Арктические СПГ проекты. «Ямал СПГ», «Арктик СПГ – 2», «Печора СПГ» – обзор 

текущей ситуации, какие проекты на стадии проработки, какие начнут реализовываться, 

какие строятся? 

www.lngrussiacongress.com 

events@vostockcapital.com 

+44 207 394 30 90 

+7 (499) 505 1 505 

• Рынки экспорта и конкурентоспособность российского СПГ. СПГ и трубопроводный 

газ. 

Среди постоянных партнеров и спонсоров: 



27


without information about the geological structure and 

bedding peculiarities. 

Рис. 3. Геометрия системы горизонтальная скважина – 

пласт 

Fig. 3. Geometry of the horizontal well – horizon system 

в горизонтальных скважинах анизотропия, в разной 

степени свойственная практически всем геологическим 

разностям, значительно в большей степени отражается 

на каротажных данных, что является одной из 

ключевых проблем для прогноза характера насыщения 

и динамических свойств объектов исследования. 

Форма стенок и геометрия горизонтальной скважины 

в значительной мере определяют необходимые 

поправки на условия измерения в показания методов 

ГИС. Желобы, вывалы, овализация, уступы и другие 

осложнения формы ствола должны тщательно 

учитываться и контролироваться при помощи данных 

азимутальной кавернометрии и других методов LWD. 

Все перечисленные факторы усугубляются 

различием в объеме исследуемых пород для 

каротажных приборов и их индивидуальных зондов 

(для многозондовых модификаций). Показания 

приборов с большей глубинностью исследований 

будут характеризовать средние свойства разных 

пород, находящихся на некотором удалении от 

скважины, а с меньшей – соответствовать породам 

в непосредственной близости от стенки скважины. 

При ортогональном пересечении границ пластов 

скважиной латеральные вариации литологического 

состава и свойств исследуемых отложений в пределах 

разрешающей способности всех методов комплекса, 

как правило, пренебрежительно малы, что позволяет 

комплексировать показания различных методов для 

оценки глинистости, пористости и других параметров 

пласта. В случае близкого к параллельному 

расположения геологических границ относительно 

оси прибора это допущение, а соответственно 

и основанные на нем методики совместной 

интерпретации данных ГИС часто неприменимы. Таким 

образом, для получения адекватных параметров 

пород в скважине и непосредственной близости от 

нее и уточнения положения границ геологических тел 

необходимы использование азимутальных методов 

исследований, позволяющих учесть трехмерное 


The recorded data are significantly impacted by 

interbedding the particulars of the adjacent formation. 

Unlike the formation penetrated by a vertical well, 

in horizontal wells the anisotropy, which in a varying 

degree is typical to almost all geological differences, is 

significantly more reflected in the logging data. This is 

one of the key problems for the fluid content and studied 

zone dynamic properties forecast. The wellbore wall 

profile and geometry to a large extent determine the 

measurement condition adjustments of the WL methods. 

The key seats, breakouts, hole shoulders and other 

wellbore geometry complications should be thoroughly 

detected and controlled by the azimuthal caliper logging 

and other LWD methods. 

All the above factors are affected by the difference of 

the surveyed rock volume for the logging tools and their 

individual probes (for the array versions). Readings of the 

deeper logging tools will characterize the average properties 

of different formations located in at various distances 

from the wellbore, and to a smaller extent correspond 

with same in the wellbore wall proximity. In case of an 

orthogonal formation crossing the wellbore the lateral 

variations of the lithological composition and properties 

of the surveyed sediments within the resolution capability 

of the entire methods array are, as a rule, negligible. This 

allows you to compensate for the different method readings 

for assessment of shaliness, porosity and other formation 

parameters. In case the geological boundaries position 

relative to the tool axis is close to parallel, that assumption 

and accordingly the joint WL data interpretation methods 

based on that are frequently inapplicable. 

In order to obtain adequate formation parameters in a well 

and its immediate proximity, as well as more accurately 

determine the geological boundaries, azimuthal logging 

methods need to be used. This allows us to take into 

consideration the the 3D spatial distribution of the 

formations, as well as generating new approaches and 

software solutions in order to reduce uncertainty. 

New Approach to the Horizontal Well Logging 

Data Application 

In recent years the aforementioned problems have been 

widely discussed and software and methodological 

approaches to address are being developed. One of 

those approaches was used in the course of logging the 

wells with very lengthy horizontal sections drilled offshore 

off Sakhalin Island. The study zone was the terrigenous 

sediments of the Nutovo formation. The following software 

packages were used in the course of work: Petrel 

(including Geosteering module) and Techlog (module 3D 

Petrophysics). 


EXPLORATION 



29


пространственное распределение объектов и 

их свойств, разработка новых методических 

подходов и программных решений для снижения 

неопределенности и компенсации влияния скважины 

и близлежащих пород, а также для эффективной 

интеграции геолого-геофизической информации 

различных масштабов. 

Новый подход к использованию данных 

исследований горизонтальных скважин 

В последние годы перечисленные проблемы 

широко обсуждаются, для их решения создаются 

программное обеспечение и методические подходы. 

Один из таких подходов был применен при проведении 

исследований в скважинах с очень большими 

длинами горизонтальных секций, пробуренных на 

шельфе Сахалина. Объектом исследования являлись 

терригенные отложения нутовской свиты. В ходе 

работы использовались такие программные продукты, 

как Petrel (в том числе модуль Geosteering) и Techlog 

(модуль 3D Petrophysics). 

The basic principle of this approach is the different scale 

of data integration (Fig. 4). For example, the general 

understanding of the producing sediments structure 

obtained on the basis of seismic data 1 is used for 

generating the base geological and geophysical model 

2. By virtue of that model the wellbore path is designed, 

and preliminary property forecast is made, before drilling. 

Once new logging data is acquired while drilling and from 

the tool memory, corrections are made in the intervals 

penetrated by the drill, as well as forecasts done for the 

sections that have not been drilled. The geological body 

boundaries position is more precisely determined through 

comparison of the predicted and actually recorded 

logging data and continuous cross-section along the 

wellbore path update in the geosteering software 

3. Based on results of the acquired data, as well as 

comprehensive analasys comprehensive analysis a 

decision could be made on the geological targets, target 

path and well completion design. 

Основной принцип данного подхода заключается в 

комплексировании разномасштабных данных (рис. 

4). Так, основное представление о геологическом 

строении продуктивных отложений, полученное на 

основании сейсмических данных 1 используется для 

создания базовой геолого-геофизической модели 2. 

На основании этой модели проектируются траектории 

скважин и выполняется предварительный прогноз 

свойств до начала бурения. При получении новых 

данных каротажа как в процессе бурения, так и 

из памяти приборов проводятся корректировка в 

интервалах, пройденных скважиной, и пепесмотр 

прогнозов для еще не вскрытых интервалов. 

Положение границ геологических тел уточняется 

путем сравнения прогнозных и зарегистрированных 

каротажных данных и постоянного обновления разреза 

вдоль траектории скважины в геонавигационном 

программном обеспечении 3. По результатам 

всестороннего анализа получаемой информации 

может быть принято решение об изменении 

геологических целей, плановой траектории и схемы 

заканчивания скважины. 

Таким образом, уже в процессе бурения уточняется 

геологическая концепция, которая служит основой для 

создания крупномасштабного разреза в программных 

приложениях, использующих численные методы 

решения прямой задачи раз-личных методов ГИС с 

учетом особенностей залегания вскрытых отложений 

4. Применение специальных форматов визуализации 

позволяет интегрировать различные типы данных, 

такие как структурные модели разреза на основе 

сейсмики совместно с границами геологических 

объектов, подтвержденными при сопровождении 


Рис. 4. Схема подхода к использованию геологогеофизической 

информации в условиях разработки 

месторождения горизонтальными скважинами 

Fig. 4. Approach to the geological and geophysical 

information application for the field development with 

horizontal wells 


WELL LOGGING 

бурения, и результаты интерпретации имиджеров 

ГИС в процессе бурения 5 для построения 

мелкомасштабной модели разреза 6 (см. рис. 4). Стоит 

отметить, что этот процесс не автоматизирован, и на 

данном этапе построение всех геологических границ 

выполняется вручную. 

Следующим этапом обработки является создание 

детальной модели геофизических свойств 

путем присвоения каждому прослою значения 

геофизического параметра (естественная 

радиоактивность, плотность и фотоэлектрический 

фактор, нейтронная пористость, вертикальное 

и горизонтальное сопротивления) и расчет 

синтетических каротажных кривых с применением 

алгоритмов решения прямой задачи на основании 

этой слоистой модели. Качество моделирования 

проверяется сопоставлением расчетных и 

зарегистрированных в скважине кривых. Модель 

корректируется до достижения удовлетворительной 

сходимости путем итеративной настройки 

распределения свойств и положения границ. Проекция 

геофизических параметров на траекторию скважины 

в виде ступенчатых кривых является исходным 

материаломи для петрофизической интерпретации. 

При этом они будут отражать свойства пород, не 

искаженные влиянием скважины и близлежащих 

геологических объектов. Использование 

ступенчатых кривых, полученных в результате 

описанного процесса обработки, позволяет 

обоснованно применять единую петрофизическую 

интерпретационную модель как для вертикальных, 

так и для горизонтальных скважин. Следует 

отметить, что этот процесс требует от 

геофизика-интерпретатора понимания не 

только поведения каротажных кривых в 

зависимости от литологии, пористости 

и флюидонасыщения в скважине и 

непосредственной близости от нее, но 

и особенностей траектории и геометрии 

ствола скважины. Подобная работа 

является итеративной и на всех этапах 

должна проводиться в условиях тесного 

взаимодействия геолога и петрофизика 

во избежание ошибок интерпретации. 

Пример эффективного использования 

данной методики показан на рис. 5. 

Thus the geological concept is updated during the course 

of drilling, which is the basis for a large-scale crosssection 

generation in the software applications utilizing 

the numerical methods for solution of the direct task for 

different WL methods in line with particularities of the 

penetrated sediments bedding 4. Application of special 

visualization formats enables integration of different types 

of data such as the cross-section structural models based 

on seismic data jointly with the geological play boundaries 

confirmed in the course of the drilling support and LWD 

imager interpretation results 5 for the small-scale crosssection 

model generation 6 (refer to Fig. 4). It should be 

noted that the process is not automated and at this stage 

all geological boundaries are mapped manually. 

The next stage of processing is the creation of a 

detailed model of geophysical properties by attributing a 

geophysical parameter (natural radioactivity, density and 

photoelectric factor, neutron porosity, vertical and horizontal 

resistivity) to each interlayer and calculating synthetic 

logging curves using algorithms based on this layered 

model. The modeling quality is verified by comparison of 

curves estimated and recorded in a well. The model is 

corrected to achieve satisfactory convergence by means 

of an interactive tuning of the property distribution and 

boundary positions. The geophysical parameter projections 

on the well path in the form of the step-like curves serve 

the baseline data for the petrophysical interpretation. 

In that case, they will reflect the rock properties and be 

undistorted by the wellbore and neighboring geological 

plays. Use of the step-like curves, obtained by means of the 

abovementioned process, allows the justified application of 

an integral petrophysical interpretation model both for the 

vertical and horizontal wells. 

Стандартная интерпретация 

необработанных данных 

LWD предполагала наличие 

нефтенасыщенного коллектора, но 

результат визуализации скважины 

и разреза и построения слоистой 

модели для решения прямой задачи 

позволил сделать вывод о наличии 

Рис. 5. Идентификация локальной неоднородности за счет 

применения слоистой модели 

Fig. 5. Local non-uniformity identification by application of a layered model 



31


плотного песчаника с карбонатным цементом, 

который повышает показания методов удельного 

электрического сопротивления, даже если он не 

вскрыт скважиной. 

Таким образом, при построении корректной 

слоистой геолого-геофизической модели вдоль 

траектории скважины важна любая информация 

о трехмерном распределении геофизических 

свойств, зарегистрированных в скважине. Одной 

из особенностей аппаратурных комплексов 

ГИС в процессе бурения является возможность 

регистрации данных различных методов 

исследований в режиме азимутального замера 

– пространственно-ориентированных массивов 

из нескольких замеров на одной глубинной 

точке. По степени азимутальной дискретизации 

данные каротажа в процессе бурения значительно 

изменяются от высокоразрешающих 64-секторных 

имиджей до квадрантов – четырех базовых кривых, 

ориентированных вверх, вниз, вправо и влево 

относительно оси скважины. 

При применении описанных подходов, связанных 

с решением прямой задачи ГИС численными 

методами, существует возможность расчета 

синтетических высокоразрешающих имиджей 

гаммакаротажа и плотностного каротажа, а 

также плотностного каротажа по четырем 

квадрантам. Поэтому в процессе настройки 

слоистой модели необходимо минимизировать 

ошибку в восстановлении всех четырех или 

It should be noted that the process requires not only 

understanding of the behaviour logging curves in line with 

lithology, porosity and fluid saturation in a well and immediately 

adjacent area by the interpreting petrophysicist, but also of 

the wellbore path and geometry particularities. This kind of 

work is interactive and at all stages shall be conducted in close 

interaction between a geologist and petrophysicist so that 

interpretation errors are avoided. Please refer to Figure 5 for an 

example of efficient use of this technique. 

Standard interpretation of unprocessed LWD data assumed 

the presence of an oil-saturated reservoir, but the results of 

the well and cross-section visualization, as well as layered 

model generation allowed us to come to the conclusion 

conclusion that the presence of tight sandstone with a 

carbonate cement which elevates readings of the electrical 

resistivity tools even if it is a not penetrated by well. 

Therefore there is a need for a correct layered geological 

model of the well path, and any information regarding 

the 3D properties recorded in the well are also important. 

One of the specific features of LWD tool assembly is the 

capability of recording the different survey method data 

in the azimuthal logging mode – spatially aligned arrays 

of different measurements at a common depth point. In 

terms of the azimuthal sampling the LWD varies from the 

high-resolution 64-sector images to quadrants – four base 

curves directed up, down, right and left relative to the 

wellbore axis. 

When applying the described approaches associated with the 

WL direct problem solution by numerical methods there is a 

Рис. 6. Создание синтетических азимутальных кривых в модуле 3DP: синими линиями отмечены углы, определенные 

по имиджу плотности 

Fig. 6. Creation of synthetic azimuthal curves in 3DP module: blue lines reflect the angles determined by the density image 



WELL LOGGING 

более азимутальных кривых, поскольку средняя 

интегральная объемная плотность не отражает 

реального изменения свойств пересекаемых 

пластов. При этом важно учитывать данные 

азимутальной кавернометрии (UCRA), поскольку 

состояние ствола скважины напрямую влияет на 

качество регистрируемых азимутальных кривых 

плотности (рис. 6). На рис. 6 красным цветом 

выделены участки разреза, характеризующиеся 

резкими изменениями диаметра и формы скважины, 

что затрудняет подбор оптимальных свойств 

в слоистой модели для удовлетворительного 

схождения реальных и синтетических кривых. 

К сожалению, в настоящее время отсутствует 

возможность автоматизированного учета имиджа 

каверномера при обработке кривых ГИС, поэтому 

одной из задач интерпретатора должна быть 

оценка влияния состояния ствола скважины и 

подбор наиболее достоверных свойств элементов 

разреза на несовершенных участках скважины. 

При этом в части разреза, выделенной нас рис. 6 

зеленым цветом, видно, что определение угла по 

имиджу плотности не всегда достоверно, тогда как 

применение алгоритмов решения прямой задачи 

для кривых плотности по верхнему и нижнему 

квадрантам позволяют уменьшить неопределенность 

в оценке угла пересечения пласта и скважины и 

скорректировать положение геологических границ. 

Детальность слоистой геофизической модели, 

обеспечивающая получение корректных данных 

исследований скважин для последующей 

интерпретации, зависит от свойств разреза, 

геологических и петрофизических задач, 

полноты комплекса ГИС, специфических рисков 

и должна подбираться индивидуально для 

каждой скважины. При этом общие принципы 

и последовательность действий остаются 

неизменными. Результаты геолого-геофизической 

интерпретации с применением модели оптимальной 

детальности вдоль траектории ствола скважины 

на разных этапах ее строительства или 

переинтерпретации данных передаются в базовую 

геологическую модель для геометрической 

корректировки и уточнения пространственного 

распределения свойств пород на основании 

данных горизонтального бурения. При этом 

интеграция и синхронизация разномасштабных 

геолого-геофизических моделей и тесное 

междисциплинарное взаимодействие специалистов 

являются ключевым условием успешного 

применения предложенного подхода и повышения 

эффективности использования современного, 

часто дорогостоящего высокотехнологичного 

оборудования. 

possibility of calculating high resolution gamma and density 

logging images, as well as the four quadrant density log. 

This is why, when adjusting the layered model, it is 

necessary to reduce errors in at least four or more 

azimuthal curves as the volume density does not reflect 

the actual change of the drilled section. We must 

also consider the azimuthal caliper log data (UCRA) 

because the wellbore diameter and profiel changes. This 

complicates layered properties of the model. 

Unfortunately at this point there is no possibility of 

producing an image from an automated caliper tool 

while processing the WL curves. This is why one of the 

objectives of the interpreter should be to evaluate the 

welbore condition and select the most credible cross 

section in the incomplete wellbore. Moreover, the cross 

section highlighted in green on Fig. 6 shows that the angle 

determined by the density image is not always credible. 

This is due to to crossing of the wellbore angle and the 

adjusting of other geological boundaries 

The layered geophysical model degree of detail which 

enables us to correct well logging data acquisition for 

further interpretation, depends on the cross-section 

properties, geological and petrophysical objectives, WL 

assembly completeness and should be selected individually 

for each particular well. On this basis, the common 

principles and sequence of actions remain constant. The 

results of the geological and geophysical interpretation, 

with the application of an optimal activity model along the 

wellbore path at different stages of its construction, or 

data re-interpretation should be transferred to the base 

geological model for the geometrical correction and rock 

property spatial distribution adjustment based on the horizontal 

drilling. Integration and synchronization of the different scale 

geological and geophysical models and close inter-discipline 

interaction of experts is the key condition for a successful 

application of the proposed approach and modern and 

frequently costly equipment usage efficiency improvement. 

Conclusions 

1. Lack of information concerning the vertical cross-section 

variability and complex geometry of the wellbore-formation 

system limits the application of data acquired in the 

extended reach drilling wells. 

2. In order to reduce uncertainty in the horizontal well 

logging content and interpretation, we should introduce 

hardware and software packages that record azimuthal 

measurements and 3D WL problems. 

3. The standard approach integrating geological and 

geophysical information, as well as the interaction between 

experts, requires us to adjust and adapt to the complex 

geological conditions when drilling horizontal wells. The 

latest software and tools can aid this and allow more efficient 

decision making. 



33


Выводы 

1. Отсутствие информации о вертикальной 

вариативности разреза и усложнение геометрии 

системы скважина – пласт в горизонтальных 

скважинах ограничивают возможность использования 

данных, полученных в скважинах с большим отходом 

от вертикали, с применением стандартных подходов к 

интерпретации геолого-геофизических данных. 

2. Для повышения информативности и снижения 

интерпретационных неопределенностей исследований 

горизонтальных скважин требуется внедрение 

программно-аппаратных комплексов, 

обеспечивающих регистрацию и учет азимутальных 

замеров с возможностью быстрого решения прямых 

трехмерных задач ГИС. 

3. Стандартный подход к интеграции 

геологогеофизической и технологической 

информации и уровень взаимодействия 

специалистов различных дисциплин требуют 

корректировки и адаптации к сложным геологогеофизическим 

условиям горизонтального 

бурения для оптимизации информационных 

потоков, усовершенствования программных 

и методических инструментов для принятия 

максимально эффективных решений. 

Список литературы 

1. Inversion-based method for interpretation of logging-whiledrilling 

density measurements acquired in high-angle and 

horizontal wells / A. Mendoza [et al.] // Geophysics. – 

2012. – V. 77(4). 

2. Шмыгля К.О. Обзор проблем и особенностей 

данных ГИС, ПГИ и методик их обработки и 

интерпретации в условиях горизонтальных и 

сильноискривленных скважин // Тезисы докладов 

XII научно-практической конференции «Геология и 

разработка месторождений с трудноизвлекамыми 

запасами». – 18–21 сентября 2012. – Геленджик. 

– С. 60. 

3. Petrophysics in high angle and horizontal wells / D. 

Maggs [et al.] // GEO ExPro. – 2014. – February. – Р. 

60–62. 

4. Griffiths R. Well Placement Fundamentals. – Schlumberger, 

2009. 

Рекомендации 

1. Mendoza A. et al., Inversion-based method for 

interpretation of logging-while-drilling density measurements 

acquired in high-angle and horizontal wells , Geophysics, 

2012, V. 77(4). 

2. Shmyglya K.O., Obzor problem i osobennostey 

dannykh GIS, PGI i metodik ikh obrabotki i interpretatsii 

v usloviyakh gorizontal’nykh i sil’noiskrivlennykh skvazhin 

(Overview of problems and features of log data and 

methods of its processing and interpretation in terms 

of horizontal and highly deviated wells), Proceedings of 


Reference List 

1. Inversion-based method for interpretation of loggingwhile-drilling 

density measurements acquired in highangle 

and horizontal wells / A. Mendoza [et al.] // 

Geophysics. – 2012. – V. 77(4). 

2. K.O. Shmyglya Review of the WL, PWL data problems 

and its processing and interpretation for the horizontal 

and dog-legged wellbores // Abstracts for XII applied 

science conference “Geology and development of fields 

with hard-to-recover reserves”. – 18–21 September 

2012 – Gelendzhik. – P. 60. 

3. Petrophysics in high angle and horizontal wells / D. 

Maggs [et al.] 

// GEO ExPro. – 2014. – February. – Р. 60–62. 

4. Griffiths R. Well Placement Fundamentals. – 

Schlumberger, 2009. 

References 

1. Mendoza A. et al., Inversion-based method 

for interpretation of logging-while-drilling density 

measurements acquired in high-angle and horizontal 

wells, Geophysics, 2012, V. 77(4). 

2. Shmyglya K.O., (Overview of problems and features 

of log data and methods of its processing and 

interpretation in terms of horizontal and highly deviated 

wells), Proceedings of XII nauchno-prakticheskaya 

konferentsiya (Geology and development of deposits 

with hard to recover reserves), 18-21 September 

2012, Gelendzhik, p. 60. 

3. Maggs D. et al., Petrophysics in high angle and 

horizontal wells, Proceedings of GEO ExPro, February 

2014, pp. 60–62. 

4. Griffiths R. Well Placement Fundamentals. – 

Schlumberger, 2009. 

XII nauchnoprakticheskaya konferentsiya “Geologiya i 

razrabotka mestorozhdeniy s trudnoizvlekamymi zapasami” 

(Geology and development of deposits with hard to recover 

reserves), 18-21 September 2012, Gelendzhik, p. 60. 

3. Maggs D. et al., Petrophysics in high angle and 

horizontal wells, Proceedings of GEO ExPro, February 

2014, pp. 60–62. 

4. Griffiths R. Well Placement Fundamentals. – Schlumberger, 

2009. 

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК 

«Роснефть» № 3, 2016 г., стр. 32; ISSN 2-74-2339. Публикуется с 

разрешения редакции. 

The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter 

(Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.3, 2016, pp.32. 

Printed with permission from the Editorial Board. 


EXPLORATION 

REGISTRATION NOW OPEN 

BOOK YOUR PLACE TODAY & JOIN 



35

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН 

Особенности формирования внутрипластовых 

нефтепромысловых систем на основе 

технологии горизонтального бурения 

Rosneft: In Situ Oil and Horizontal Wells 

А.С. Повалихин, д.т.н., В.Ю. Близнюков, д.т.н. 

(ПАО «НК «Роснефть») 

A.S. Povalikhin, D.Eng., V.Yu. Bliznyukov, D.Eng. 

(PAO Rosneft Oil Company) 

Введение 

Морские основания, буровые платформы и 

подводное нефтепромысловое оборудование на 

нефтяных месторождениях в акваториях арктических 

и субарктических морей в целях безопасного 

ведения работ должны быть защищены от 

воздействия ледовых полей и айсбергов, что требует 

утяжеления и усложнения таких сооружений, а также 

применения ледокольного флота для их активной 

защиты, что значительно увеличивает себестоимость 

добываемой нефти [1]. Существенно снизить затраты 

на обустройство и эксплуатацию морских нефтяных 

месторождений Арктики с тяжелым ледовым 

режимом можно только за счет значительного 

уменьшения числа объектов системы эксплуатации 

месторождения. 

Introduction 

Gravity based structures, drilling rigs, and subsea 

equipment in the oil fields in the Subarctic and Arctic 

waters should be protected against ice and iceberg 

impacts for safety reasons. This results in an increase of 

the weight and complexity of the structures as well as 

the use of an ice-breaking fleet for their active protection, 

which in turn, increases the cost of production [1]. Only a 

considerable reduction in the number of facilities within the 

oil field operation system can considerably cut down the 

construction and operation costs for offshore oil fields in the 

Arctic which have complicated ice conditions. 

A likely solution can be found from, at home, from 

experiences with viscous oil field operations by utilising a 

subsurface and surface oil field system [2]. The in situ part 

36 



COMPLETIONS 

Возможное решение содержится в отечественном 

опыте эксплуатации месторождений вязкой 

нефти шахтным способом с помощью подземноповерхностной 

нефтепромысловой системы [2]. 

Внутрипластовая часть данной системы разработки 

месторождения включает горизонтальные 

дренажные стволы и галерею для сбора и 

транспорта нефти. 

Внутрипластовая нефтепромысловая система (ВНС) 

на месторождении обычной нефти расширит контур 

питания добывающих скважин и будет выполнять часть 

функций наземного обустройства месторождения 

по транспорту нефти [3, 4]. Применение ВНС на 

морском месторождении позволит сократить 

число добывающих скважин, а следовательно, 

эксплуатационных платформ и сооружений. 

Организация ВНС 

В условиях нефтяных месторождений создание 

ВНС в виде разветвленных стволов может быть 

реализовано только за счет горизонтального 

бурения с использованием современных техники 

и технологий: алмазных долот с проходкой свыше 

5 тыс. м; гидравлических забойных двигателей 

с ресурсом работы более 500 ч; забойных 

телеметрических систем с функциями измерения и 

передачи оператору навигационных, технологических 

и геофизических параметров; роторных управляемых 

систем (РУС). Кроме того, у ПАО «НК «Роснефть» 

есть опыт проводки горизонтальных стволов длиной 

более 13 км (о. Сахалин). 

Создание ВНС требует применения сложных 

пространственных видов проектного профиля 

скважин, обеспечивающих достижение стволом 

скважины контрольных точек в продуктивном пласте, 

а также пересечение стволом промежуточных и конечной 

точек с заданными координатами, зенитным 

углом и азимутом. Промежуточные точки разделяют 

пространственный проектный профиль скважины 

на секции из двух сопряженных участков, которые 

называются траекторными единицами (ТЕД). Для 

расчета пространственного профиля на основе ТЕД 

применяется методика, в которой ТЕД состоит из 

двух участков: пространственно расположенной дуги 

окружности и прямой [3, 5]. 

Авторами разработана методика расчета сложного 

пространственного профиля горизонтальной 

скважины на основе ТЕД, в которой каждая 

ТЕД представлена двумя сопряженными дугами 

окружности: расположенной от начальных до заданных 

значений зенитного угла и азимута и расположенной в 

вертикальной плоскости, совпадающей с проектным 

азимутом. 

of this oil field development system includes horizontal and 

an oil gathering and transport well. 

An in situ oil field system (IOS) at a conventional oil field will 

expand the external boundary of the production wells and 

partially perform some of the surface facility functions for oil 

transport [3, 4]. The use of IOS at an offshore oil field will aid 

in reducing the quantity of production wells and hence the 

quantity of production platforms and structures. 

IOS Arrangement 

In the oil field environment IOS side tracks can be created 

only through lateral drilling with cutting edge equipment and 

technology: diamond (PDC) bits with a meterage exceeding 

5,000m; hydraulic bottom-hole motors with a service life of 

over 500 hr; MWD and LWD, process and the geophysical 

characteristics and rotary steerable systems (RSS). Further, 

the PAO Rosneft Oil Company has experience of drilling 

horizontal wells over 13km long (Sakhalin Island). 

IOS creation calls for complex spatial views of the formation 

and well profile to enable the targeting of the reservoir at 

specific points, inclination and azimuth. The intermediate 

points divide the model into sections consisting of two 

adjacent areas, which are called the trajectory units (TU). To 

calculate a TU based spatial profile a technique where TU 

consists of two sections is used: a spatially placed arc of a 

circle and a straight line [3, 5]. 

The authors have developed a calculation technique for 

a spatial profile of a horizontal well based on TU where 

each TU is presented by two adjoining arcs of a circle: one 

located from the starting point to a specified inclination and 

azimuth values and the other located in the vertical plane 

coinciding with the design azimuth. 

Spatial Profile Calculation 

The spatial profile consisting of n-TUs is calculated by 

sequential determination of each TU characteristics 

providing for the well target (a point with the specified 

coordinates) reaching at the specified azimuth with a 

specified inclination. The picture shows a sample spatial 

profile calculation diagram. The calculation is done in the 

relative coordinate system with its zero placed at a hole 

point with the coordinates X 0 

, Y 0 

and Z 0 

. 

The spatial profile has two TUs: TU (0-1-2) 

and TU (2-3-4) 

. TU (0-1-2) 

are presented as a spatially located arc (0-1) of a circle and 

an arc (1-2) of a circle located in the vertical plane. TU (2-3-4) 

consists of a spatially located arc (2-3) of a circle and the 

arc (3-4) in the vertical plane. 

The spatial hole profile may include intermediate point 2 and 

end point 4 that are characterized by the coordinates X 2 

, Y 2 

, 

Z 2 

, (point 2) and X 4 

, Y 4 

, Z 4 

(point 4). The hole crosses both 

the intermediate and end points at the specified values of 



37


Расчет пространственного профиля 

Пространственный профиль, состоящий из n ТЕД, 

рассчитывается путем последовательного определения 

параметров каждой ТЕД, обеспечивающих достижение 

скважиной цели (точки с заданными координатами) 

в заданном азимуте с заданным зенитным углом. 

На рисунке представлен пример расчетной схемы 

пространственного профиля. Расчет проводится в 

относительной системе координат с началом отсчета в 

точке ствола с координатами X 0 

, Y 0 

, Z 0 

. 

Пространственный профиль содержит два ТЕД: 

ТЭД (0-1-2) 

и ТЭД (2-3-4) 

. ТЕД (0-1-2) 

выполнена в виде 

пространственно расположенной дуги (0-1) 

окружности и дуги (1-2) окружности, расположенной 

в вертикальной плоскости. ТЕД (2-3-4) 

состоит из 

пространственно расположенной дуги окружности (2-3) 

и дуги (3-4) – в вертикальной плоскости. 

Пространственный профиль скважины может включать 

промежуточную точку 2 и конечную точку 4, которые 

характеризуются координатами: 

X 2 

, Y 2 

, Z 2 

, (точка 2); X 4 

, Y 4 

, Z 4 

(точка 4). Ствол скважины 

пересекает промежуточную и конечную точки с 

заданными значениями зенитного угла и азимута: 

α 2 

, ᵩ2 (точка 2), α , (точка 4). 

4 

ᵩ4 

В данном примере используются следующие 

обозначения: 

– ΔX 0-1 

, ΔX 1-2 

, ΔY 0-1 

, ΔY 1-2 

– приращения координат по 

осям X и Y в интервалах (0-1) и (1-2) пространственного 

профиля ствола скважины (ТЕД (0-1-2) 

); 

– ΔX 2-3 

, ΔX 3-4 

, ΔY 2-3 

, ΔY 3-4 

– приращения координат по 

осям Х и Y в интервалах (2-3) и (3-4) пространственного 

профиля ствола скважины (ТЕД (2-3-4) 

); 

– L Г1-2 

– горизонтальная проекция искривленного в 

вертикальной плоскости интервала (1-2); 

– L Г3-4 

– горизонтальная проекция искривленного в 

вертикальной плоскости интервала (3-4); 

– L 0-1 

, L 1-2 

, L 2-3 

, L 3-4 

– длина участков соответственно 

(0-1), (1-2), (2-3), (3-4) проектного профиля ствола 

скважины, м; 

– R 0-1 

, R 1-2 

, R 2-3 

, R 3-4 

– радиус кривизны участков 

соответственно (0-1), (1-2), (2-3), (3-4) проектного 

профиля ствола скважины, м. 

Для расчета приращений координат в интервалах 

(0-1) и (2-3) профиля используется известный метод 

минимума кривизны, в соответствии с которым 

выражения для приращений координат имеют вид [6] 

(1) 

y 

ΔY 3-4 

ΔY 2-3 

0 

Схема расчета пространственного профиля ствола 

скважины из двух ТЭД 

Dual TU spatial hole profile calculation diagram 

inclination and azimuth: α 2 

, ᵩ2 (point 2) and α , (point 4). 

4 

ᵩ4 

This example employs the following designations: 

– ΔX 0-1 

, ΔX 1-2 

, ΔY 0-1 

, ΔY 1-2 

: Coordinate increment along 

the Х and Y axes within the spatial profile ranges (0-1) and 

(1-2) of the (TU (0-1-2) 

) hole 

– ΔX 2-3 

, ΔX 3-4 

, ΔY 2-3 

, ΔY 3-4 

: Coordinate increment along 

the Х and Y axes within the spatial profile ranges (2-3) and 

(3-4) of the (ТU (2-3-4) 

) hole 

– L Г1-2 

: Plan view of the vertically curved range (1-2) 

– L Г3-4 

: Plan view of the vertically curved range (3-4) 

– L 0-1 

, L 1-2 

, L 2-3 

, L 3-4 

: Length of the (0-1), (1-2), (2-3), and 

(3-4) design profile sections of the hole respectively, m 

– R 0-1 

, R 1-2 

, R 2-3 

, R 3-4 

: Curvature radius of the (0-1), 

(1-2), (2-3), and (3-4) design profile sections of the hole 

respectively, m. 

To calculate the coordinate increment in the profile ranges 

(0-1) and (2-3) a popular minimum curvature method is 

used where the coordinate increment expressions look as 

follows [6] 

where 

Y 2 

Y 4 

Y 3 

ΔY 1-2 Y 1 

1 

ᵩ1 

ᵩ3 4 

2 3 L ⌈3-4 

L ⌈1-2 

ΔX X 1 0-1 

ΔX X 2 0-2 

ΔX X 3 2-3 

ΔX X 4 3-4 

X 

(1) 

(2) 

(3) 



COMPLETIONS 

(2) 

Spatial angle at the (0-1) section, degrees 

i 1 

: Curving intensity at the (0-1) range, degree/10 m 

D1 = arccos (sinα 0 

⋅ sinᵩ0 ⋅ sinα 1 ⋅ sinᵩ1 + sinα 0 ⋅ cos ϕ 0 

⋅ 

sinα 1 

⋅cosᵩ1 +cosα 0 ⋅cosα 1 ); (4) 

(3) 

где 

(5) 

пространственный угол на участке (0-1), градус; 

i 1 

– интенсивность искривления на интервале (0-1), 

градус/10 м; 

D 1 

= arccos (sinα 0 

⋅ sinᵩ0 ⋅ sinα 1 ⋅ sinᵩ1 + sinα 0 ⋅ cos ϕ 0 

⋅ 

sinα 1 

⋅cosᵩ1 +cosα 0 ⋅cosα 1 ); (4) 

Where: i 2 

: Curving intensity at the (2-3) range, degree/10 m 

Spatial angle at the (2-3), degrees 


⋅ sinᵩ2 ⋅ sinα 3 ⋅ sinᵩ3 + sinα 2 ⋅cosᵩ2 ⋅ 

sinα 3 

⋅cosϕ 3 

+cosα 2 

⋅ cosα3 ), 

(5) 

где i 2 

– интенсивность искривления на интервале (2-3), 

градус/10 м; 

(6) 

The length of the spatially curved (0-1) and (2-3) ranges are 

calculated by the following equations: 

(7) 

(8) 

пространственный угол на участке (2-3), градус; 


⋅ sinᵩ2 ⋅ sinα 3 ⋅ sinᵩ3 + sinα 2 ⋅cosᵩ2 ⋅ 

sinα 3 

⋅cosϕ 3 

+cosα 2 

⋅ cosα3 ), 

To calculate the ΔZ 1-2 

coordinate increment and the R 1-2 

curvature radius of the (1-2) range of TU (0-1-2) 

a system of 

equations is used 

(9) 

Длина пространственно искривленных интервалов (0-1) 

и (2-3) профиля вычисляется по формулам 


Where: α 1 

: Current value of inclination at point 1 of the 

spatially curved (0-1) range 

α 2 

: Design inclination of the hole at point 2. 


39


Для расчета приращения координаты ΔZ 1-2 

и радиуса 

кривизны R 1-2 

интервала (1-2) ТЕД (0-1-2) 

используется 

система уравнений 

где α 1 

– текущее значение зенитного угла в точке 1 

пространственно искривленного интервала (0-1); α 2 

– 

проектный зенитный угол ствола скважины в точке 2. 

(7) 

(8) 

(9) 

To calculate the ΔZ 3-4 

increment and the R 3-4 

curvature 

radius of the (3-4) range of TU (2-3-4) 

a system of equations is 

as follows 

Where: α 3 

: Current value of hole inclination at point 3 the 

spatially curved (2-3) range; α 4 

: Design inclination at point 

4; R 1-2 

, R 3-4 

: Curvature radius of the (1-2) and (3-4) hole 

sections respectively, m. 

The length L 1-2 

and L 3-4 

of the TU (0-1-2) 

and TU (2-3-4) 

ranges 

respectively are calculated by the following equations: 

(10) 

(11) 

Для расчета приращения ΔZ 3-4 

и радиуса кривизны R 3-4 

интервала (3-4) ТЕД (2-3-4) 

система уравнений имеет вид 


(10) 

где α 3 

– текущее значение зенитного угла ствола 

скважины в точке 3 пространственно искривленного 

интервала (2-3); α 4 

– проектный зенитный угол в точке 

4; R 1-2 

, R 3-4 

– радиус кривизны участков соответственно 

(1-2) и (3-4) ствола скважины, м. 

Длины L 1-2 

и L 3-4 

интервалов соответственно ТЕД (0-1-2) 

и 

ТЕД (2-3-4) 

вычисляются по формулам 

(11) 

(12) 

При решении уравнений (1)–(6), когда задаются 

координаты точек и курсовые углы, возникают 

трудности вычислительного характера вследствие 

трансцендентности уравнений. Поэтому для 

интервалов (0-1) и (2-3) профиля по формулам (1)–(6) 

проводится расчет приращений координат 

ΔX 0-1 

, ΔY 0-1 

, ΔZ 0-1 

, ΔX 2-3 

, ΔY 2-3 

, ΔZ 2-3 

с заданным шаговым 

изменением (увеличением) зенитных углов α 1 

и α 3 

до 

их заданных проектных значений и радиуса кривизны 

R 0-1 

и R 2-3 

соответственно интервалов (0-1) и (2-3). 

При этом шаг изменения значения углов α 1 

и 

α 3 

принимается из условия обеспечения длины 

интервалов (0-1) и (2-3), которая должна быть не менее 

длины КНБК. 

When solving the equations (1)–(6) for which the point 

coordinates and azimuth angles are specified the 

calculation difficulties that emerge because of the 

equation transcendence. Therefore, the ΔX 0-1 

, ΔY 0-1 

, ΔZ 0- 

, ΔX , ΔY , ΔZ coordinate increments for the (0-1) 

1 2-3 2-3 2-3 

and (2-3) profile ranges are calculated by equations (1)– 

(6) using the specified step changes (increases) in the α 1 

and α 3 

inclinations up to their design values and the R 0-1 

and R 2-3 

curvature radius for the (0-1) and (2-3) ranges 

respectively. 

And the step change for the α 1 

and α 3 

angle value is 

assumed under a condition of providing the (0-1) and 

(2-3) range length, which should be no less than the BHA 

length. 

When calculating the coordinate increments for each 

value of α 1 

and α 3 

by the method of successive 

approximations, the values of the curving intensity i 1 

and 

i 2 

should be determined within the (0-1) and (2-3) profile 

ranges at which point 2 with the coordinates (X 2 

; Y 2 

) and 

point 4 with the coordinates (X 4 

; Y 4 

) are reached at the 

specified values of the design azimuth and ) of the 

(ᵩ1 

ᵩ2 

L Г1-2 

and L Г3-4 

section. 

To do so, the ΔX 1-2 

, ΔY 1-2 

(range 1-2) and ΔX 3-4 

, ΔY 3-4 

(range 

3-4) coordinate increments are calculated for each i 1 

and i 2 

value by the following equations: 

(13) 


COMPLETIONS 

При расчете приращений координат для каждого 

значения α 1 

и α 3 

методом последовательных 

приближений определяются величины интенсивности 

искривления i 1 

и i 2 

интервалов профиля (0-1) и (2- 

3), при которых для заданных значений проектного 

азимута (ᵩ1 и ᵩ2 ) отрезка L и L достигают точки 2 

Г1-2 Г3-4 

с координатами (X 2 

; Y 2 

) и точки 4 с координатами (X 4 

; Y 4 

). 

С этой целью для каждого значения i 1 

и i 2 

вычисляются 

приращения координат ΔX 1-2 

, ΔY 1-2 

(интервал 1-2) и ΔX 3-4 

, 

ΔY 3-4 

(интервал 3-4) по следующим формулам: 

(13) 

(14) 

The current values of L i and Г1-2 Li are calculated based 

Г3-4 

on the obtained coordinate increments of point 1 and 3 by 

the following equations: 

(14) 

(15) 

(16) 

(17) 

(18) 

(15) 

(19) 

(16) 

(17) 

And the following conditions should be observed ) to bring 

the end of the L Г1-2 

profile section to point 2: 

(20) 

На основании полученных приращений координат 

точек 1 и 3 вычисляются ) 

текущие значения L i и Г1-2 Li Г3-4 

по формулам 

(18) 

(21) 

(22) 

При этом для выведения конца участка L Г1-2 

профиля ) в 

точку 2 должны соблюдаться следующие условия: 

(19) 

(20) 

Where: δ 1 

: Maximum absolute error of determining the 

design hole azimuth , degrees. ᵩ1 

The following conditions should be observed for each end 

of the L Г3-4 

section at point 4: 

(23) 

(21) 

(24) 

(22) 

где δ 1 

– максимальная абсолютная погрешность 

определения проектного азимута ствола скважины ᵩ1 , 

градус. 

Для каждого конца отрезка L Г3-4 

в точке 4 должны 

соблюдаться следующие условия: 

Where: δ 2 

: Maximum absolute error of determining the 

design hole azimuth , degrees. ᵩ2 

When the conditions of inequalities (21) through (24) are 

observed, TU 0-1-2 

and TU 2-3-4 

will reach design points 2 

and 4 at an azimuth error not exceeding the specified δ 1 



41


(23) 

(24) 

где δ 2 

– максимальная абсолютная погрешность 

определения проектного азимута ствола скважины ᵩ2 , 

градус. 

При соблюдении условий неравенств (21)–(24) 

обеспечивается достижение ТЕД 0-1-2 

и ТЕД 2-3-4 

проектных 

точек 2 и 4 с погрешностью, не превышающей по 

азимуту заданные значения соответственно δ 1 

и δ 2 

, при 

принятых значениях i 1 

, L Г1-2 

, i 2 

, L Г3-4 

. 

Для каждого значения зенитного угла α 1 

и величины 

L Г1-2 

при заданном проектном зенитном угле α 2 

в точке 

2 ТЭД (0-1-2) 

вычисляются приращение ΔZ 1-2 

координаты 

Z на участке (1-2) и радиус (R 1-2 

) искривления профиля 

на этом участке. 


и величины 

L Г3-4 

при заданном проектном зенитном угле α 4 

в 

точке 4 ТЕД (2-3-4) 

рассчитываются приращение ΔZ 3-4 

координаты Z на участке 3-4 и радиус искривления 

профиля (R 3-4 

) на этом участке. 


вычисляется 

суммарное приращение координаты Z для ТЭД (0-1-2) 

(ΔZ 0-2 

= ΔZ 0-1 

+ ΔZ 1-2 

). 


определяется 

суммарное приращение координаты Z для ТЭД (2-3-4) 

(ΔZ 2-4 

= ΔZ 2-3 

+ ΔZ 3-4 

). 

Далее проводится проверка соответствия результатов 

расчета условиям пересечения проектным профилем 

точек 1 и 2 с заданными координатами соответственно 

(X 2 

, Y 2 

) и (X 4 

, Y 4 

) при заданном проектном азимуте. 

Для ТЕД (0-1-2) 

для всех значений зенитного угла α 2 

должны соблюдаться условия 

Для ТЕД (2-3-4) 

при всех значениях зенитного угла α 3 

должны соблюдаться условия 

(25) 

(26) 

and δ 2 

values respectively at the specified values of i 1 

, 

L Г1-2 

, i 2 

, L Г3-4 

. 

For each value of the α 1 

inclination and L Г1-2 

value at the 

specified α 2 

design inclination at point 2 of TU(0-1-2) the 

increment ΔZ 1-2 

of the Z coordinate at the (1-2) section 

and the (R 1-2 

) profile curvature radius for this section are 

calculated. 


inclination and L Г3-4 

value at the 

specified α 4 

design inclination at point 4 of TU (2-3-4) 

the 

increment ΔZ 3-4 

of the Z coordinate at the (3-4) section 

and the (R 3-4 

) profile curvature radius for this section are 

calculated. 


inclination a total increment 

of the Z coordinate for TU (0-1-2) 

(ΔZ 0-2 

= ΔZ 0-1 

+ ΔZ 1-2 

) is 

calculated. 


inclination a total increment 

of the Z coordinate for TU (2-3-4) 

(ΔZ 2-4 

= ΔZ 2-3 

+ ΔZ 3-4 

) is 

calculated. 

Then the calculation results are checked for compliance 

with the condition of the design profile crossing point 1 

and 2 with the specified (X 2 

, Y 2 

) and (X 4 

, Y 4 

) coordinates 

respectively at a specified design azimuth. 

The following conditions should be complied with for 

TU (0-1-2) 

at all the values of the a2 inclination 

(25) 

The following conditions should be complied with for TU (2-3-4) 

at all the values of the α 3 

inclination 

(26) 

The design profile characteristics are determined in 

accordance with the specified (Z 2 

; Z 4 

) coordinates of point 2 

and 4 using the following equations: 

Where: ΔZ 0-1 

+ ΔZ 1-2 

: Total increment of Z coordinates for 

TU 0-1-2 

(ΔZ 0-2 

); 

Where: ΔZ 2-3 

+ ΔZ 3-4 

: Total increment of Z coordinates for 

TU (2-3-7) 

(ΔZ 2-4 

). 

(27) 

(28) 



COMPLETIONS 

В соответствии с заданными координатами точек 2 и 4 

(Z 2 

; Z 4 

) определяются параметры проектного профиля с 

использованием следующих уравнений: 

где ΔZ 0-1 

+ ΔZ 1-2 

– суммарное приращение координаты 

Z для ТЕД 0-1-2 

(ΔZ 0-2 

); 

где ΔZ 2-3 

+ ΔZ 3-4 

– суммарное приращение координаты 

Z для ТЕД (2-3-7) 

(ΔZ 2-4 

). 

(27) 

(28) 

Заключение 

Методика расчета пространственного профиля, 

состоящего из ТЕД с двумя искривленными 

интервалами, обеспечивает точное выведение каждой 

ТЕД в проектную точку с заданными зенитным 

углом и азимутом в широком диапазоне глубин по 

вертикали. Это позволяет проводить многовариантный 

расчет пространственного профиля для различных 

технологических условий проводки скважин. 

Список литературы 

1. Сочнева И.О. Безопасная нефтегазодобыча 

в Арктике: Основные технологии, требования и 

мероприятия // Строительство нефтяных и газовых 

скважин на суше и на море. – 2016. – № 3. – С. 9–19. 

2. Выбор эффективных технологий разработки 

залежей высоковязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, 

Н.А. Петров, О.А. Морозюк, С.М. Дуркин // Материалы 

межрегиональной научно-технической конференции 

«Проблемы разработки и эксплуатации месторождений 

высоковязких нефтей и битумов». – Ухта, 18–19 ноября 

2010, Ухта: УГТУ, 2010. – С. 22–33. 

Conclusion 

The calculation technique for the spatial profile consisting 

of TUs with two curved sections supports the precise 

placing of each TU at the specified design point at the 

specified inclination and azimuth within a wide range of 

vertical depths. It provides for a multi-optional calculation 

of the spatial profile for varying process conditions of 

well drilling. 

References 

1. Sochneva I.O., Stroitel’stvo neftyanykh i gazovykh 

skvazhin na sushe ina more, 2016, no. 3, pp. 9-19. 

2. Ruzin L.M., Petrov N.A., Morozyuk O.A., Durkin S.M., 

The choice of effective technologies of development 

of deposits of heavy oil and bitumen, Proceedings of 

Interregional Scientific and Technical Conference “Problems 

of development and operation of heavy oil and bitumen 

deposits”, Ukhta: Publ. of USTU, 2010, pp. 22–33. 

3. Povalikhin A.S., Kalinin A.G., Bastrikov S.N., Solodkiy 

K.M., Directional, horizontal and multihole drilling, Moscow: 

Publ. of TsentLitNefteGaz, 2011, 645 p. 

4. Povalikhin A.S., Bliznyukov V.Yu., Inzhener-neftyanik, 

2012, no. 1, pp. 5-9. 

5. Solodkiy K.M., Fedorov A.F., Oganov A.S., Semak 

G.G., Povalikhin A.S., Ways to improve profile of extraction 

wells) In Stroitelstvo skvazhin. Obzornaya informatsiya 

(Construction of wells, overview), Moscow: Publ. of 

VNIIOENG, 1989, no. 10, p. 65. 

6. Isachenko V.Kh., Inklinometriya skvazhin (Directional 

survey), Moscow: Nedra Publ., 1987, 215 p. 

3. Бурение наклонных, горизонтальных и 

многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. 

Калинин, С.Н. Бастриков, К.М. Солодкий. – М.: 

ЦентрЛитНефтеГаз», 2011. – 645 с. 

4. Повалихин А.С., Близнюков В.Ю. Технология 

создания систем горизонтальных дренажных стволов в 

пласте при строительстве эксплуатационных скважин 

на нефтяных месторождениях. // 

Инженер-нефтяник. – 2012. – № 1. – С. 5–9. 

5. Пути совершенствования профиля добывающих 

скважин / К.М. Солодкий, А.Ф. Федоров, А.С. Оганов [и 

др.] // Строительство скважин, обзорная информация. 

– М.: ВНИИОЭНГ, 1989. – № 10. – 1989. – 65 с. 

6. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин. – М.: Недра, 

1987. – 215 с. 

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО 

«НК «Роснефть» № 3, 2016 г., стр. 63; ISSN 2-74-2339. 

Публикуется с разрешения редакции. 

The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical 

Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.3, 

2016, pp.63. Printed with permission from the Editorial Board. 



43

ДОБЫЧА 

Новые добычные проекты 

«Газпром нефти» 

Gazprom Neft: 

Production Projects 

Р 

азработка новых залежей нефти — первостепенная 

задача для компании, претендующей на лидерство 

в отрасли. В «Газпром нефти» освоение таких 

месторождений строится на проектной основе. 

Сегодня в портфеле компании восемь новых проектов, 

каждый из которых можно назвать уникальным — 

по географическим, геологическим или климатическим 

параметрам. Согласно принятой стратегии, именно 

проекты, введенные в строй в последнее десятилетие, 

к 2020 году должны обеспечивать половину всего 

объема добычи «Газпром нефти» 

Новый Порт 

Новопортовское нефтегазоконденсатное 

месторождение расположено в юго-восточной части 

полуострова Ямал — в 250 км к северу от Надыма, 

в 30 км от побережья Обской губы. Извлекаемые 

запасы составляют более 250 млн тонн нефти 

и конденсата и более 320 млрд кубометров газа. 

Опытно-промышленная эксплуатация месторождения 

началась в 2012 году. Добываемый здесь новый сорт 

нефти, получивший название Novy Port, относится 

к категории легких и по качеству (содержание серы — 

около 0,1%) превосходит не только российскую смесь 

Urals, но и сорт Brent. 

Для Новопортовского месторождения просчитывалось 

T 

he development of new oil reservoirs is a priority for a 

company that claims leadership within their industry. 

Gazprom Neft develops new reservoirs on a project format 

basis. The company portfolio includes eight new projects. 

Each of these projects has a unique geographic, geological 

or climatic features. According to the company’s current 

strategy, projects that were commissioned during the last 

decade are planned to provide half of Gazprom Neft’s total 

output by 2020. 

Novy Port 

The Novoportovskoye oil and gas-condensate field is 

located at southeastern part of the Yamal Peninsula, the 

field lies 250 km north of Nadym and 30 km from the Gulf 

of Ob. Recoverable reserves are estimated at over 250 

million tons of oil and condensate, and over 320 billion 

cubic meters of gas. Field pilot operations started in 2012. 

The new oil grade produced at the Novoportovskoye field, 

called Novy Port, belongs to light crudes (sulfur content is 

about 0.1%) and is not only better than Russian Urals oil 

crude blend, but also better than the Brent benchmark. 

A few options were considered when it came to the 

Novoportovskoye field crude oil transportation system. 

Initially the only way to transport the oil to the mainland 

was by winter roads to the Payuta railway station, which is 

located 200 km from the field. Crude oil shipment at Cape 


PRODUCTION 

несколько вариантов транспортировки сырья. 

Изначально единственным способом вывоза нефти 

на большую землю были зимники, прокладываемые 

к железнодорожной станции Паюта, расположенной 

в 200 км от месторождения. А в качестве оптимального 

пути была выбрана отгрузка морем через Мыс 

Каменный в Обской губе. Для этого «Газпром 

нефти» пришлось построить напорный нефтепровод 

протяженностью более 100 км. В 2014 году нефть 

Нового Порта была впервые отгружена в танкер 

и доставлена морским путем потребителям в Европу. 

В феврале 2015 года состоялась первая зимняя 

отгрузка нефти. Танкер в сопровождении атомного 

ледокола был отправлен по Северному морскому пути. 

Для осуществления круглогодичной отгрузки сырья 

в Обской губе сооружен ледовый нефтеналивной 

терминал «Ворота Арктики», оснащенный 

двухуровневой системой противоаварийной защиты 

с гарантированным «нулевым сбросом», исключающим 

попадание любых посторонних веществ в акваторию. 

Это уникальное сооружение рассчитано на работу 

в экстремальных природно-климатических условиях: 

температура в регионе опускается ниже 50 градусов 

по Цельсию, толщина льда может превышать 2 м. 

Мессояха 

Группа Мессояхских месторождений (Восточно- 

Мессояхское и Западно-Мессояхское) — самые 

северные запасы из разрабатываемых нефтяных 

месторождений России на суше. Расположены 

на Гыданском полуострове в 340 км к северу от Нового 

Уренгоя. Лицензия на недропользование принадлежит 

компании «Мессояханефтегаз», которая паритетно 

контролируется «Газпром нефтью» и «Роснефтью». 

Сегодня доказанные геологические запасы 

Мессояхской группы месторождений составляют 

более 470 млн тонн нефти и газового конденсата, 

а также 188 млрд кубометров природного и попутного 

газа. По отечественной классификации это уникальные 

месторождения. 

Несколько десятков лет после открытия 

месторождения оставались невостребованными изза 

отсутствия в регионе нефте- и газотранспортных 

коммуникаций. Ситуация изменилась только 

в 2011 году после начала строительства новой 

трубопроводной системы «Транснефти» Заполярье — 

Пурпе. В настоящее время на Восточно-Мессояхском 

месторождении завершается строительство 

производственной инфраструктуры. Обустраиваются 

кустовые площадки, ведутся пусконаладочные работы 

на центральном пункте сбора нефти, газотурбинной 

электростанции и приемо-сдаточном пункте. В мае 

этого года на проекте завершилось строительство 

напорного нефтепровода протяженностью 98 км 

Kamenny, at the Gulf of Ob, was chosen as the optimal 

solution. It required the construction of over 100 km long 

oil pipeline. In 2014 the oil was delivered to а tanker for 

overseas transportation to Europe, from Novy Port, for the 

first time. The first winter oil shipment sailed in February 

2015. The tanker was escorted by a nuclear icebreaker via 

the Northern Sea Route. 

ЯНАО 

Yamal-Nenets 

Autonomous District 

Западно-Мессояхское 

West-Messoyakha field 

Новый Порт 

Novy Port 

Уренгойское Urengoiskoye field 

Салехард 

Salekhard 

Восточно-Мессояхское 

East-Messoyakha field 

Ево-Яхинское 

Evo-Yakhinsky 

licensed block 

Северо-Часельское 

Severo-Tchaselsky licensed block 

Восточно-Уренгойское 

East-Urengoiskoye field 

Самбургское 

Samburgskoye field 

Яро-Яхинское 

Yaro-Yakhinskoye field 

Северо-Есетинское 

North-Esetinskoye field 

Year-round crude oil shipments are sent from the Arctic 

Gates oil loading terminal. The terminal is equipped with a 

two-level emergency shutdown systems that provide zero 

discharge which prevent discharge of any foreign matters 

to the water. This unique structure is designed for operation 

in extreme natural climatic conditions when the ambient 

temperature drops below -50 o C and the ice thickness can 

exceed 2m. 

Messoyakha 

The Messoyakha fields cluster (Eastern and Western 

fields) are the northernmost cluster of all the onshore 

Russian developed fields. The cluster is located at the 

Gydan Peninsula, 340 km north of Novy Urengoi. The 

license for the Use of Subsurface Resources belongs to 

Messoyakhaneftegas controlled by Gazprom Neft and 

Rosneft on a parity basis. The proven geological resources 

of the Messoyakha cluster are, as of today, calculated at 

over 470 million tons of oil and condensate and about 188 

billion cubic meters of natural oil and associated gas. These 

fields can be classified as unique. 

The fields were not in demand for a few decades due to 

lack of oil and gas transport infrastructure in this area. This 

changed in 2011 after the construction, by Transneft, 

of the new Zapolyarie - Purpe pipeline system. Today, 



45

ДОБЫЧА 

Мессояха: самые северные запасы из открытых нефтяных 

месторождений России на суше 

Messoyakha represents the northernmost Russian onshore oil 

reserves among the discovered ones. 

до головной нефтеперекачивающей станции 

магистрального нефтепровода Заполярье — Пурпе. 

Запуск месторождения в эксплуатацию и подача 

первой нефти Мессояхи в систему «Транснефти» 

запланированы на осень 2016 года. 

«Арктикгаз» 

Проект объединяет группу месторождений, 

расположенных на севере Ямало-Ненецкого 

автономного округа, — Самбургское, Уренгойское, 

Восточно-Уренгойское и Северо-Есетинское 

месторождения, входящие в Самбургский 

лицензионный участок, а также Яро-Яхинский, 

Ево-Яхинский и Северо-Часельский лицензионные 

участки. Месторождения разрабатывает компания 

«Арктикгаз» — совместное предприятие «Газпром 

нефти» и «НОВАТЭКа». 

Промышленная разработка актива началась в апреле 

2012 года с запуска Самбургского месторождения. 

Сегодня Самбургское, Уренгойское и Яро-Яхинское 

месторождения уже выведены на проектную мощность. 

Основное добываемое сырье — газ и газовый 

конденсат. Мощность Самбургского месторождения 

составляет около 7 млрд куб. м природного газа и 0,9 

млн тонн газового конденсата в год. 

Природный газ с месторождений компании 

поступает в Единую систему газоснабжения, газовый 

the construction of East-Messoyakha’s infrastructure 

construction is at its final stage: development of cluster 

pads, commissioning the central production facility, gas 

turbine power plant and custody transfer point. In May 

2016 a 98 km long oil pressure pipeline was constructed. 

The line leads to head oil pumping station of the Zapolyarie 

- Purpe main oil pipeline. The field is to be put in operation 

in autumn 2016. The first oil portion from Messoyakha to 

Transneft’s system is also planned in autumn. 

Arcticgas 

The project incorporates a cluster of fields in the north 

of Yamal-Nenets Autonomous District: Samburgskoye, 

Urengoiskoye, East-Urengoiskoye and North-Esetinskoe 

fields, and Yaro-Yakhinsky, Evo-Yakhinsky, and Severo- 

Tchaselsky licensed blocks. These fields are developed by 

Arcticgas, a joint venture of NOVATEK and Gazprom Neft. 

Commercial production of field began in April 2012 

by commissioning of Samburgskoye field. Today the 

Samburgskoye, Urengoiskoye and Yaro-Yakhinskoye 

fields production output has reached the designed 

value. The main products of these fields are gas and gas 

condensate. The Samburgskoye field output is about 7 

billion cubic meters of natural gas and 0.9 million tons of 

gas condensate per year. 

Natural gas is supplied from the field to the Unified Gas 

Supply System. Gas condensate is supplied via a gas 



PRODUCTION 

INTEGRATED TRANSLATION SERVICES 

КОМПЛЕКСНЫЕ ПЕРЕВОДЧЕСКИЕ УСЛУГИ 

Рекомендовано 

журналом 


VALUE AND TRUST 

Tender documentation 

Engineering documentation 

Vendor documentation 

Contractual documentation 

Finance and Accounting 

HSE, Quality Assurance 

Advantages of working with us: 

Customer focus 

Process approach 

Highly trained and skilled personnel 

Long-term experience on major oil and gas projects 

in Russia and CIS 

Тендерная документация 

Техническая документация 

Документация поставщиков 

Контрактная документация 

Финансовая и бухгалтерская документация 

Обеспечение качества, охрана труда и окружающей среды 

Преимущества: 

Ориентированность на заказчика 

Процессный подход 

Высококвалифицированные специалисты 

Многолетний опыт работы на крупных нефтегазовых 

Проектах в России и странах СНГ 

Felix City Business Center 

Office 911 

Dzerzhinskogo Str. 65, 

Khabarovsk 

Russian Federation 

Tel: +7 (4212) 65-72-68 

Mobile: +(7) 914-311-99-93 

office@translationpro.ru 

IT Center 

Office 503 

Krasnoarmeyskaya Str. 18/2, 

Komsomolsk-na-Amure 

Russian Federation 

Tel:+7 (4217) 521-585 

Mobile: +(7) 914-311-99-93 

k_getman@translationpro.ru 

Российская Федерация 

г. Хабаровск, 

БЦ Феликс Сити 

ул. Дзержинского 65, 

офис 911 

тел: +7 (4212) 65-72-68 

моб: +(7) 914-311-99-93 

office@translationpro.ru 

Российская Федерация 

г. Комсомольск-на-Амуре, 

IT Центр, 

ул. Красноармейская 18/2, 

офис 503 

тел: +7 (4217) 521-585 

моб: +(7) 914-311-99-93 

k_getman@translationpro.ru 


www.translationpro.ru 


47

ДОБЫЧА 

Месторождения «Арктикгаза» содержат 

крупные запасы газа и газового конденсата 

Arcticgas fields contain large reserves of gas 

and gas condensate 

конденсат — в конденсатопровод Юрхарово — 

Пуровский завод по переработке конденсата. Развитие 

Самбургского месторождения также предполагает 

разработку нефтяных оторочек с подключением 

к нефтепроводу «Заполярье — Пурпе». 

Чона 

Проект включает три лицензионных участка — 

Игнялинский, Тымпучиканский и Вакунайский, 

расположенные на границе Иркутской области 

и Республики Саха (Якутия), в 100 км от трубопровода 

Восточная 

210 млн тонн нефти 

составляют запасы Чонского 

проекта, по данным 

геологоразведки 2015 года 

According to the information 

based on geological exploration 

performed in 2015, Chona 

Project reserves are estimated 

at 210 million tons of oil. 

Сибирь — Тихий 

океан (ВСТО). 

Лицензии 

принадлежат 

дочернему 

обществу 

«Газпром 

нефти» — 

«Газпромнефть- 

Ангаре». 

По состоянию 

на 1 января 2016 года начальные извлекаемые запасы 

месторождения по категории С1 + С2 составляют 210 

млн тонн нефти, 270 млрд кубометров газа. 

Для месторождений Чонского проекта характерно 

сложное геологическое строение, требующее 

применения нестандартных методов геологоразведки. 

Именно здесь компания впервые провела 

сейсморазведочные работы высокого разрешения 

по технологии 3D UniQ и применила метод 

комплексирования данных сейсмо- и электроразведки. 

В настоящее время на Чоне продолжается поисково- 

condensate pipeline to the Yurkharovo-Purovsky Gas 

Condensate Conversion Plant. The Samburgskoye field 

development also provides development of oil reserves to 

be connected with Zapolyarie-Purpe oil pipeline. 

Chona 

The project covers three licensed blocks - Ignyalinsky, 

Tymputchikansky and Vakunaisky. The fields are located at 

the border of the Irkutsk Region and the Sakha Republic, 

100 km from the East Siberia - Pacific Ocean pipeline 

(ESPO). Gazpromneft-Angara, a Gazprom Neft subsidiary, is 

licensed for the development of these fields. The estimated 

C1 + C2 category field reserves as of January 1, 2016 are 

210 million tons of oil and 270 billion cubic meters of gas. 

Вакунайский 

Vakunaisky 

Licensed Block 

Игнялинский 

Ignyalinsky 


Иркутск 

Irkutsk 

Иркутская область 

Irkutsk Region 

Тымпучиканский 

Tymputchikansky 


The Chona Project fields feature a complex geological 

structure that requires the application of non-standard 

geological exploration methods. It was here where the 

company first used 3D UniQ technology for the highresolution 

seismic operations and the applied method of 

48 



PRODUCTION 



49

ДОБЫЧА 

Для месторождений Восточной Сибири 

характерно сложное геологическое строение, 

требующее тщательного изучения 

East-Siberian fields feature complex geological 

structures that require thorough study 

разведочное бурение, а также ведутся опытнопромышленные 

работы, направленные на определение 

оптимальной схемы разработки. Плановая дата ввода 

месторождений в промышленную эксплуатацию — 

2021 год. 

Куюмба 

В портфеле «Газпром нефти» проект разработки 

Куюмбинской группы месторождений — один 

Эвенкийский район Красноярского края 

Evenkiysky District in Krasnoyarsk Krai 

Тура/Tura 

integration of the seismic and logged exploration data. 

Today the Chona Project operations include exploratory 

drilling as well as pilot operations for determination 

of optimal development method. The fields planned 

commissioning date is 2021. 

Kuyumba 

The Kuyumba field cluster is one of the largest projects 

in Gazprom Neft portfolio. The cluster covers Kuyumba, 

Tersko-Kamovsky, Kordinsky, Abrakupchinsky and 

Podporozhny licensed blocks that are located in the 

Evenkiysky District in Krasnoyarsk Krai. The licenses for 

these fields belong to Slavneft-Krasnoyarskneftegas, a joint 

venture co-owned by Gazprom Neft and Rosneft. The largest 

fields of the project are the Kuyumba and Yurubcheno- 

Tokhomskoye fields (Tersko-Kamovsky licensed block) with C1 

and C2 reserves of over 500 million tons. 

Куюмбинское 

Kuyumba field 

Юрубчено-Тохомское 

Yurubcheno-Tokhomskoye field 

The Kuyumba field was discovered in 1973, but it was 

delayed for a long time due to lack of oil transport 

infrastructure. The East-Siberia - Pacific Ocean pipeline 

system startup and Transneft’s decision to construct the 

700 km long Kuyumba - Taishet pipeline branch have 

turned the tide. Activities on the production infrastructure 

50 



PRODUCTION 

из крупнейших. В него входят Куюмбинский, 

Терско-Камовский, Кординский, Абракупчинский 

и Подпорожный лицензионные участки, 

расположенные в Эвенкийском районе Красноярского 

края. Лицензии принадлежат компании «Славнефть- 

Красноярскнефтегаз» — совместному предприятию 

с равными долями «Газпром нефти» и «Роснефти». 

Наиболее крупные месторождения проекта — 

Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское (Терско- 

Камовский лицензионный участок), их извлекаемые 

запасы нефти категорий С1 и С2 оцениваются более 

чем в 500 млн тонн. 

Открытое еще в 1973 году Куюмбинское месторождение 

долгое время оставалось законсервированным из-за 

отсутствия инфраструктуры для транспортировки нефти. 

Ситуация изменилась после запуска трубопроводной 

системы Восточная Сибирь — Тихий океан и принятия 

решения о строительстве «Транснефтью» ветки 

Куюмба — Тайшет протяженностью почти 700 км. С 2010 

года на Куюмбинском месторождении активно ведутся 

работы по развитию производственной инфраструктуры 

и подготовке запасов углеводородов к промышленной 

разработке. Запуск месторождения в полномасштабную 

эксплуатацию запланирован на 2018 год. 

Бадра 

Нефтяное месторождение Бадра, расположенное 

на территории провинции Вассит на востоке 

Ирака, — один из главных зарубежных добычных 

проектов «Газпром нефти». Геологические запасы 

Бадры оцениваются в 3 млрд баррелей (около 400 

млн тонн) нефти сорта Basrah Light. «Газпром нефть» 

владеет 30-процентной долей в проекте и выполняет 

операторские функции. 

Саркала 

Sarkala 

Багдад 

Baghdad 

Бадра 

Badra 

and preparation of the hydrocarbon reservoirs for 

development have been performed at the Kuyumba field 

since 2010. Complete commissioning is planned for 2018. 

Badra 

The Badra oil field located at Wasit Governorate in 

Eastern Iraq is one of the main foreign Gazprom Neft 

projects. Badra’s geological reserves are estimated at 3 

billion barrels (about 400 million tons) of Basrah Light oil. 

Gazprom Neft owns a 30 percent share of the project 

and performs the duties of operator. 

The Badra field features one of the most complicated 

geological structures among the fields of Iraq. The field 

infrastructure development process was accompanied 

by serious difficulties: the war between Iraq and Iran was 

running through the Badra area and the whole area was 

mine-infested. The rights for the development of this field 

99% запланированный 

уровень утилизации попутного 

нефтяного газа на Бадре 

Planned associated petroleum 

gas utilization level at Badra 

field is 99% 

were gained in 

December 2009. 

Within four years, 

construction of 

the first stage 

of the central 

production 

facility and 

Всего за несколько лет Бадра превратилась в один из 

самых высокотехнологичных активов компании 

For a short time period Badra has turned into one of the most 

technologically advanced assets of the company 

Месторождение Бадра — одно из наиболее сложных 

по геологическому строению в Ираке. С серьезными 

трудностями пришлось столкнуться и при создании 



51

ДОБЫЧА 

инфраструктуры на месторождении: во время 

ирано-иракской войны в районе Бадры пролегала 

линия фронта, территория была заминирована. 

Право на разработку месторождения было получено 

в декабре 2009 года. За четыре года здесь была 

построена первая очередь центрального пункта 

сбора нефти, а само месторождение соединено 

с магистральной трубопроводной системой Ирака 

165-километровым трубопроводом. В мае 2014 года 

началась промышленная добыча нефти, а в августе 

того же года — коммерческая добыча и отгрузка сырья 

для отправки на экспортный терминал в городе Басра 

(Персидский залив). 

Сегодня Бадра — это высокотехнологичный актив. 

На месторождении завершается строительство 

завода комплексной подготовки нефти и переработки 

попутного нефтяного газа (ПНГ), при разработке 

проекта которого впервые в «Газпром нефти» 

использовалось информационное 3D-моделирование. 

Реализация проекта должна довести уровень 

полезного использования ПНГ на месторождении 

до 99%. Также здесь будет построена установка 

грануляции серы для максимально эффективной 

утилизации сероводорода. 

Гармиан 

Еще один иракский проект «Газпром нефти» — 

месторождение Саркала, относящееся к блоку 

Гармиан. Находится в Курдском регионе Республики 

Ирак. Запасы на начало 2016 года оценивались 

в 50 млн тонн нефти. Разработка ведется совместным 

предприятием, в котором доля «Газпром нефти» 

составляет 40%, еще 40% принадлежит канадской 

компании WesternZagros Resources, а оставшуюся 

часть контролирует правительство Курдистана. 

В начале 2016 года Gazprom Neft Middle East, дочерняя 

компания «Газпром нефти», приняла 

месторождение Саркала в операторское 

управление. 

Первая нефть на блоке Гармиан 

была получена в 2011 году, в 2015- 

м начата коммерческая отгрузка 

сырья. В настоящее время здесь 

продолжается доразведка и подготовка 

к полномасштабному освоению. 

На курдских активах «Газпром нефть» 

впервые применила ряд новых технологий. 

Так, здесь использовались беспроводные 

датчики для проведения сейсмических 

исследований — в дальнейшем этот 

метод лег в основу программы «Зеленая 

сейсмика», направленной на сокращение 

вырубки деревьев при работе в лесистой 

местности. 


field was connected to the Iraq main pipeline system 

via a 165 km long pipeline. In May 2014 commercial oil 

production started. August 2014 was marked by the start 

of commercial crude oil production and shipment to the 

export terminal in Basra (Persian Gulf). 

For today Badra is a technologically advanced asset. 

The construction of the integrated oil and APG 

processing plant at the field is in its final stage. The 

development of the project featured the first use of 3D 

modeling methods by Gazprom Neft. The execution 

of this project will provide an effective APG utilization 

level up to 99%. There is also a plan to build a sulfur 

granulation unit at the field in order to provide a maximal 

level of hydrogen sulfide utilization. 

Garmian 

Sarkala field, part of Garmian cluster, is another Gazprom 

Neft project in Iraq. The field is located in Iraqi Kurdistan. 

According to information available at the beginning of 

2016, the field reserves are about 50 million tons of oil. The 

field development is performed by a joint venture owned 

by Gazprom Neft (40%) and by the Canadian company 

WesternZagros Resources (40%). The final part of the 

venture is controlled by the Kurdistan government. Gazprom 

Neft Middle East, a Gazprom Neft subsidiary, has taken the 

Sarkala field under operating control in early 2016. 

The first oil at the Garmian cluster was produced in 

2011, and 2015 marked the start of commercial crude oil 

shipments. The follow-up exploration and preparation for 

large scale development is being performed today at the 

cluster. In Kurdistan Gazprom Neft used a number of new 

technologies. For example, the wireless sensors for seismic 

surveys have been used here. This method became a 

base for green seismic technology aimed at reducing the 

deforestation during operations in forest areas. 

Беспроводные сейсмические датчики «Газпром 

нефть» впервые использовала на курдских активах 

Gazprom Neft first used the wireless seismic sensors with 

assets in Kurdistan 


PRODUCTION 

VI Ежегодная конференция 

«КАЗНЕФТЕГАЗСЕРВИС – 2017: 

Нефтегазовое строительство и инжиниринг» 

ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ ТЕМЫ ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ: 

Проект будущего расширения месторождения «Тенгиз», ТШО 

Проект расширения Карачаганакского месторождения, КПО Б.В. 

Процесс закупок для месторождения «Кашаган», НКОК 

VI Annual 

KAZNEFTEGAZSERVICE – 2017 Conference: 

Oilfield Construction & Engineering 

POTENTIAL TOPICS FOR DISCUSSION: 

Future Growth Project of Tengiz field, TCO 

Karachaganak Expansion Project, KPO B.V. 

Procurement Process for Kashagan Field, NCOC 

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПАРТНЕР 

GENERAL PARTNER 

Renaissance Hotel Atyrau 

Участие для членов Союза 

нефтесервисных компаний Казахстана – бесплатное 

The participation for members of Association of oil service companies 

of Kazakhstan is free of charge 

Tел. / Tel.: +7 (7172) 66 56 34 

E-mail: conference@kazservice.kz 

www.kazneftegazservice.com 



53

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ 

«Газпром нефть»: 

Арктические маршруты 

Gazprom Neft: Arctic Routes 

Текст: Игорь Свириз 

Text by: Igor Sviriz 

Транспортно-логистическая 

схема проекта разработки 

Приразломного месторождения 

O 

рганизация морской добычи — процесс 

крайне сложный и ресурсоемкий. И дело 

не только в необходимости создания сложнейшего 

технологического комплекса — платформы, 

с которой ведется бурение, где живут и работают 

люди, занимающиеся разработкой месторождения. 

Не менее трудная задача — обеспечение 

бесперебойной работы логистической схемы, 

гарантирующей стабильное функционирование 

объекта. Нетрудно представить, сколько 

дополнительных проблем возникает, если это 

приходится делать в сложнейших климатических 

условиях, прокладывая транспортные магистрали 

через арктические льды 

Составы для шельфа 

Транспортную схему любого шельфового проекта 

с точки зрения задач, которые она призвана решать, 

можно разделить на три основных составляющих: 

Prirazlomnoye Field Development 

Project: Transportation and 

Logistics 

O 

ffshore production is an extremely challenging 

and resource-intensive process. It’s not just the 

construction of the complex process platform, from which 

the drilling is performed and where people involved in the 

field’s development live and work. It is the establishment 

of the continuous logistic scheme to guarantee stable 

facility operation, which is a difficult task as well. One can 

easily imagine how many additional problems arise when it 

comes to transportation in an Arctic ice harsh location. 

Offshore Supplies 

The transportation scheme of any offshore project can be 

divided into three main constituents: delivery of cargoes 

to the platform to support operation and personnel 

needs, transportation of produced oil and transportation 

of personnel. 

To understand the scale of operations, we should 

estimate the quantity of materials and equipment 

54 



OFFSHORE 

доставка на платформу грузов, обеспечивающих 

работу производственного блока и жизнь персонала, 

вывоз добытой нефти, а также доставка самого 

персонала. 

Чтобы понять, о каких масштабах идет речь, 

достаточно оценить количество материалов 

и оборудования, которое требуется доставить 

на платформу для строительства и эксплуатации 

всего одной скважины, — в среднем это 4,2 тыс. 

тонн. То есть вполне приличного размера 

железнодорожный состав, груженный трубами, 

химикатами, сыпучими грузами, — в общем, всем, 

что требуется при 

строительстве скважины. 

Эта цифра может 

меняться в большую 

или меньшую сторону 

в зависимости от типа 

скважины (добывающая, 

нагнетательная, 

шламовая), 

применяющихся методов 

повышения нефтеотдачи 

и так далее, но не очень 

значительно. Напомним, 

что, согласно концепции 

освоения Приразломного 

месторождения, 

предполагается 

строительство 

32 скважин. 

Впрочем, это далеко 

не самая значительная 

составляющая 

грузопотока, который 

отправляется 

с береговой базы 

проекта в Мурманске 

до платформы, 

установленной в Печорском море. Например, 

пресной воды в прошлом году на «Приразломную» 

было доставлено почти 30 тыс. тонн, дизельного 

топлива — около 25 тыс. тонн. Общий же грузопоток 

приблизился к отметке 100 тыс. тонн. В эту цифру, 

правда, включено и около 12 тыс. тонн шламовых 

отходов, которые пришлось перевезти с платформы 

на берег, — «Приразломная» работает по принципу 

нулевого сброса. 

Объем транспортировки нефти с «Приразломной» 

в нынешнем году должен составить порядка 

2 млн тонн, а после 2020 года, когда по плану 

месторождение должно выйти на пиковые 

показатели добычи, эта цифра вырастет до 5 млн 

to be delivered to the platform for the construction 

and operation of only one well. 4.2 thousand tons 

is an average estimate per well. It is the equivalent 

of a large train loaded with pipes, chemicals and 

bulk materials, etc. required for well construction. 

This figure may vary a little depending on the well 

type (production, injection, cuttings), methods of 

recovery enhancement, etc. The construction of 32 

wells is planned according to the Prirazlomnoye field 

development concept. 

However, this is not the major part of the cargo traffic 

from the onshore base in Murmansk to the platform 

installed in the Pechora 

Sea. For example, 

almost 30 thousand 

tons of drinking water 

and approximately 25 

thousand tons of diesel 

fuel were delivered to the 

Prirazlomnaya platform 

last year. The total cargo 

moved to date is100 

thousand tons. This 

includes approximately 12 

thousand tons of cuttings 

that were transported from 

the platform to the shore 

because the Prirazlomnaya 

platform operation 

principle envisages zero 

discharges. 

The volume of oil to 

be transported from 

Prirazlomnaya will amount 

to about 2 million tons 

this year, and after 2020, 

when the field reaches the 

planned peak production 

performance, this figure 

will increase to 5 million tons. All operations necessary 

for the preparation, storage and shipment of crude oil 

are carried out directly on the offshore ice-resistant fixed 

platform, so the transportation and logistic scheme of the 

project is based on marine transport. 

Onshore Support 

Many offshore production facilities operate all over 

the world, so the transportation and logistic schemes 

for such projects have been developed and tried and 

tested long ago. The transportation scheme for the 

Prirazlomnoye field development project would be 

nothing out of the ordinary if it was not for the climate 

the platform operates in. “We work in harsh weather 

and ice conditions. Moreover, the platform is located 



55

МЛСП «ПРИРАЗЛОМНАЯ» 


тонн. Все необходимые операции по подготовке, 

хранению и отгрузке сырья проводятся прямо 

на МЛСП, поэтому основа транспортнологистической 

схемы проекта — морской транспорт. 

Поддержка с берега 

В мире работает много морских добывающих 

комплексов, так что принципы построения 

транспортно-логистических схем для таких проектов 

давно разработаны и отработаны. И в транспортной 

схеме проекта «Приразломное» не было бы ничего 

необычного, если бы не климат, в котором она 

функционирует. «У нас тяжелые погодные условия 

и ледовая обстановка, кроме того, ситуацию 

усложняет большая удаленность платформы 

от береговой базы снабжения», — уточнил 

заместитель начальника управления транспортного 

обеспечения «Газпром нефть шельфа» Олег 

Соколов. 

Береговую базу, расположенную на побережье 

Кольского залива в районе Мурманска, от МЛСП 

разделяет 980 км. Если точнее, это не одна база, 

а несколько площадок, через которые ведется 

far from the onshore supply base”, says Oleg Sokolov, 

Deputy Head of Transportation Support Department in 

Gazprom Neft-Shelf. 

The onshore base located on the Kola Bay coast 

near Murmansk it is 980 km away from the platform. 

To be more specific, there are several bases used for 

transportation of cargoes for Prirazlomnaya platform. 

These are leased by Gazprom Neft from third parties. 

Gazprom Neft-Snabzhenie, a specialized company, is 

responsible for delivery of materials, equipment and 

foodstuff from all parts of the country and from around 

the world as well as for warehousing logistics, i.e. for 

onshore project support. However it is evident that 

working from several distant bases is not an optimum 

solution, even if utilizing a single operator. So the 

company assessed the possibility of constructing its own 

onshore base in Murmansk which could serve this and 

other offshore projects for the company. 

The Company operates one more transport terminal 

in the Kola Bay on the route of oil transportation from 

the field to the European ports. The very Large Crude 

Carrier Umba with 300,259 t dead weight is installed 

ЛОГИСТИКА ПРИРАЗЛОМНОЙ 

Схема организации авиационного 

сообщения 

Доставка вахтового персонала и сотрудников 

подрядных организаций чартерными рейсами на 

самолетах типа Ан-24 из базового пункта сбора г. 

Архангельск в аэропорт Варандей 

Плавучее нефтехранилище «РПК Умба» 

о. Новая Земля 

Обслуживание прилетающих пассажиров 

в существующем пассажирском терминале аэропорта 

Варандей 

Отправка вахтового персонала и сотрудников 

подрядных оранизаций вертолетами МИ-8 АМТ на 

МЛСП «Приразломная» 

Мурманск 

Баренцево море 

База снабжения п. Мурманск 

о. Колгуев 

900 км 

2,5 часа 

60 км 

35 мин. 

Варандей 

Резервная схема доставки персонала вертолетами 

по маршруту: Нарьян-Мар — Варандей — МЛСП 

«Приразломная» 

Нарьян-Мар 

250 км 

1,5 часа 

Белое море 

Транспортно-технологическая 

схема морского сообщения 

Вывоз нефти с платформы 

Архангельск 

Суда обеспечения: снабжение платформы, аварийно-спасательное дежурство 

ЧТ «Михаил Ульянов» 

ЧТ «Кирилл Лавров» 

Ледовый класс танкеров Аrc 6 

МФЛС «В. Стрижов» 

Судно обеспечения 

МФЛС «Ю. Топчев» 

ТБС Алеут 

Суда обеспечения 

с оборудованием ЛАРН 

МФАСС «Мурман» 

Многофункциональное 

аварийно-спасательное судно 

Вывоз нефти партиями по 67 тыс. тонн в порт Мурманск, 

перегрузка на плавучее нефтехранилище (ПНХ) РПК «Умба» 

Перевалка нефти с ПНХ на легкие танкеры 

без ледового класса 

Все суда обеспечения имеют ледокольный класс не ниже Icebreaker 6 

Суммарная провозная площадь на палубе составляет 1800 кв. м 

Суда оборудованы летними и зимними комплексами оборудования ЛАРН 

(ликвидации аварийных разливов нефти) 

56 



М ЛСП «ПРИРА ЗЛОМНАЯ» 

OFFSHORE 

перевалка грузов для «Приразломной», — 

их «Газпром нефть» сейчас арендует у сторонних 

компаний. Организация доставки сюда материалов, 

оборудования, продуктов 

со всех концов страны 

и мира, складская 

логистика — то есть 

береговое обслуживание 

проекта — зона 

ответственности 

специализированной 

компании «Газпромнефть- 

Снабжение». Однако 

очевидно, что 

даже при наличии 

собственного оператора 

работа с нескольких 

разрозненных площадок, 

причем принадлежащих 

разным владельцам, — 

не самый оптимальный вариант. Поэтому сейчас 

активно прорабатывается вопрос создания 

собственной береговой базы в Мурманске, которая 

по мере реализации программы разведочного 

PRIRAZLOMNOYE LOGISTICS 

Andrey Patrushev, 

Deputy Director General for Offshore 

Project Development in Gazprom Neft: 

❝ Being the first company to start 

oil production in the Russian Arctic 

shelf, Gazprom Neft currently has 

the most well-developed logistic scheme for oil 

transportation from the Arctic fields. Segregated 

storage and accumulation of oil from Novoportovskoye 

and Prirazlomnoye fields on FSO Umba allows the 

company to flexibly plan the tanker loads. In future we 

are going to improve the logistics for the Russian Arctic 

shelf availing of the opportunities provided by the 

Northern Sea Route.❞ 

in a roadstead. Crude oil from the Prirazlomnoye field 

is transported by the shuttle tankers serving the field. 

Umba is used for oil storage, customs clearance and 

border control. After all 

formalities are completed, 

the oil is loaded onto 

the end-users’ tankers. 

This scheme allows the 

Prirazlomnoye tankers 

to reduce the number of 

round trips considerably 

- from 3,500 to 1,070 

nautical miles per trip and 

thus increase the frequency 

of shipments while not 

increasing the number of 

tankers. Moreover, the 

transportation terminal 

allows the buyers to use 

standard non-ice class 

vessels for ARCO oil transportation. Only special sea 

going vessels capable of cutting their way through the 

ice up to 1.5 m thick are to be utilized to reach the icefree 

Kola Bay from the Pechora Sea coast. 

Air Transportation Scheme 

FSO Umba 

Novaya Zemlya Island 

Transportation of rotating personnel and 

contractors' employees by chartered AN-24 

aircrafts from the collecting point in Arkhangelsk 

to Varandey airport 

Servicing of arriving passengers in existing passenger 

terminal in Varandey airport 

Transportation of rotating personnel and 

contractors' employees by MI-8 AMT helicopters to 


Murmansk 

Barents Sea 

Supply base in Murmansk Port 

Kolguev Island 

900 км 2.5 h 

60 km 35 min 

Varandey 

Alternative route of personnel transportation by 

helicopters: Naryan-Mar - Varandey - Prirazlomnaya 

platform 

Naryan-Mar 

250 km 1.5 h 

Sea Transportation Scheme 

White Sea 

Arkhangelsk 

Oil transportation from the platform 

Support vessels: platform support, rescue services 

Shuttle tanker Mikhail Ulyanov 

Shuttle tanker Kirill Lavrov 

Tanker Ice Class Аrc 6 

Oil transportation in 67 thousand tons batches to Murmansk 

Port, transshipment to FSO Umba, transshipment from FSO to 

light tankers having no ice class 

Milti-Purpose Ice-Breaking 

Vessel V. Strizhov 

Support vessel 

Milti-Purpose Ice-Breaking 

Vessel Yu. Topchev 

Tug/Supply Vessel Aleut 

Support vessels with OSR 

equipment 

Milti-Purpose Rescue Vessel 

Murman 

All support vessels have min. Ice Class “Icebreaker 6”. Total cargo area on deck is 1,800 sq.m. 

Vessels are equipped with summer and winter OSR equipment. 



57


Танкеры ледового класса доставляют нефть с Приразломного 

на танкер-накопитель «Умба» в Кольском заливе 

Ice class tankers transport oil from the Prirazlomnoye field to the 

FSO Umba in the Kola Bay 

бурения на шельфе может обслуживать и другие 

оффшорные проекты компании. 

В Кольском же заливе 

расположена еще 

одна перевалочная 

база компании — уже 

на пути нефти, которая 

транспортируется 

с месторождения 

в европейские порты. 

В танкер-накопитель 

класса VLCC (very large 

crude carrier) «Умба» 

дедвейтом 300 259 тонн, 

установленный на рейде, 

сырье с Приразломного 

доставляют танкерычелноки, 

обслуживающие 

месторождение. Здесь 

оно хранится, проходит 

таможенное и пограничное 

оформление, после 

чего отгружается 

на суда потребителей. 

Использование такой схемы позволяет значительно 

сократить маршрут (а значит, и время) круговых 

Андрей Патрушев, 

заместитель генерального 

директора «Газпром нефти» 

по развитию шельфовых проектов: 

❝ Как компания, первой начавшая 

промышленную добычу нефти 

на российском арктическом шельфе, «Газпром 

нефть» в настоящий момент располагает самой 

развитой логистической схемой перевалки 

нефти арктических месторождений. Уже 

сегодня реализованная с помощью плавучего 

нефтехранилища «Умба» система раздельного 

хранения и накопления нефти с Новопортовского 

и Приразломного месторождений позволяет 

компании гибко подходить к планированию 

объемов танкерных партий. В будущем 

мы продолжим совершенствовать логистику работ 

на российском арктическом шельфе, в полной 

мере используя уникальные возможности 

Северного морского пути.❞ 

Ice Class 

All Prirazlomnoye field vessels are capable of operating 

in the ice conditions. Two 

shuttle tankers (Kirill Lavrov 

and Mikhail Ulyanov) were 

constructed specifically 

for this project and have 

ice class Arc 6. Support 

vessels Yury Topchev 

and Vladislav Strizhov, 

constructed simultaneously 

with the platform, have ice 

class Icebreaker 6. But 

these vessels are noted not 

only for the ice breaking 

features. 

“The tankers are equipped 

with the unique oil transfer 

system. A dynamic 

positioning system allows 

the vessels to moor 

and pump oil from the 


unloading module via the 

bow loading gear while staying away from the platform” - 

says Oleg Sokolov. 



OFFSHORE 

рейсов танкеров «Приразломного» — с 3500 до 1070 

морских миль за рейс, и, соответственно, увеличить 

частоту отгрузок без увеличения количества танкеров. 

Кроме того, наличие перевалочной базы дает 

возможность покупателям нефти ARCO применять 

для транспортировки стандартные суда неледового 

класса. Ведь для того, чтобы добраться от побережья 

Печорского моря до незамерзающего Кольского 

залива, необходима особая морская техника, способная 

самостоятельно прокладывать себе дорогу во льдах, 

толщина которых иногда достигает полутора метров. 

Ледовый класс 

Весь «приразломный флот» способен работать во льдах. 

Два танкера-челнока («Кирилл Лавров» и «Михаил 

Ульянов») построены специально под проект и имеют 

усиленный ледовый класс Arc 6. Суда обеспечения 

«Юрий Топчев» и «Владислав Стрижов», которые 

также строились параллельно с самой платформой, — 

ледокольного класса Icebreaker 6. Однако особенности 

судов не только в ледокольных возможностях. 

«У танкеров уникальная система приема-передачи 

нефти — за счет комплекса динамического 

позиционирования они способны швартоваться 

и принимать нефть из отгрузочного комплекса 

„Приразломной“ через носовое погрузочное 

устройство, находясь на расстоянии от платформы», — 

рассказал Олег Соколов. 

Правда, по словам заместителя начальника отдела 

эксплуатации флота «Газпром нефть шельфа» 

Константина Сурикова, с природными ограничениями 

приходится считаться, даже обладая самой 

современной техникой: «Льды в районе платформы 

подвижные, приходится ловить моменты, когда 

условия позволяют проводить отгрузки. Такие окна 

не превышают шести часов, потом направление 

течения вновь сменяется, лед, давящий на танкер, 

не дает ему удерживаться в секторе отгрузки, поэтому 

судно отсоединяется и отходит, пока условия вновь 

не станут благоприятными». 

В отгрузках задействованы и суда-снабженцы — один 

из них в этой ситуации исполняет функцию дежурного 

судна, присутствие которого в зоне работ предусмотрено 

планом ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН). 

«Для этого мы установили на наших судах 

дополнительное оборудование для сбора нефти 

в ледовых условиях, — пояснил Константин Суриков. 

— Вообще, все суда обеспечения, которые работают 

в проекте, взаимозаменяемы. Просто по мере 

необходимости на любое из судов устанавливаются 

специальные модули того или иного назначения, которые 

легко снять, если оно опять уходит в грузовой рейс». 

However, according to Konstantin Surikov, Deputy Head 

of the Fleet Operation Department in Gazprom Neft- 

Shelf, environmental limitations have to be taken into 

account regardless of the state-of-the-art equipment: “Ice 

near the platform is drifting and we have to wait for the 

weather windows to pump the oil. These windows last for 

maximum six hours; then the current changes direction and 

ice squeezing against the tanker prevents it from holding 

the loading position. So the vessel has to disconnect and 

retreat until the conditions are favorable again”. 

Support vessels are also involved in shipments. One 

stand-by vessel stays in the operations areas as 

stipulated by the OSR plan. 

“We equipped our vessels with additional equipment 

for oil spill recovery in ice conditions, says Konstantin 

Surikov. All project support vessels are interchangeable. 

As and when necessary, various special modules can be 

installed on any vessel and removed if the vessel is on 

the cargo trip”. 

“Today we have a fleet sufficient as to its functions and 

quantity, summarized Oleg Sokolov. In terms of the 

future, our company and Krylov State Scientific Center 

assess the requirement for additional ice breakers 

considering the production program, changes in the ice 

conditions and other factors. To estimate the need in 

support vessels, we planned cargo traffic up to 2038, 

taking into account the well commissioning schedule 

and available statistical data, calculated the required 

deck and cargo hold area and now have an aggregate 

but complete picture. The main cargo traffic is expected 

up to 2023. The fleet composition will be changed as 

necessary thereafter”. 

Air Routes 

Sea transportation is relatively inexpensive and allows 

shipment of huge cargo volumes, but it has one major 

drawback - it takes much time. Thus, aviation is the only 

option to resolve urgent transportation tasks on the shelf 

projects. 

Gennadiy Lyubin, 

Gazprom Neft-Shelf Director General 

❝ Prirazlomnoye is the pioneer oil field 

development project on the Arctic 

shelf. Even considering the vast global 

offshore oil production experience, 

certain problems have to be resolved from scratch. 

New routes, facilities and equipment pose challenges 

that we have to overcome by building transportation 

and logistic schemes for the project. But it is obvious 

that today we break a new ground for extensive 

development of the Arctic oil reserves.❞ 



59


Геннадий Любин, 

генеральный директор «Газпром нефть 

шельфа»: 

❝Приразломное — первый проект 

освоения нефтяного месторождения 

на арктическом шельфе. И даже несмотря 

на достаточно обширный опыт морской добычи, 

накопленный в мире, многие задачи приходится решать 

практически с нуля. Новые маршруты, новые объекты, 

новая техника — мы имеем дело с непростыми задачами, 

выстраивая транспортно-логистическую схему проекта. 

Но очевидно, что этим мы сегодня, по сути, закладываем 

надежную базу для масштабного освоения нефтяных 

запасов Арктики.❞ 

«Состав флота определен и сегодня полностью 

устраивает по своим функциям и количеству, — 

подвел итог Олег Соколов. — Что касается будущего, 

то в части транспортировки нефти мы сейчас вместе 

с Крыловским государственным научным центром, 

исходя из планов добычи, изменения ледовой ситуации, 

других факторов, просчитываем необходимость 

привлечения дополнительных ледоколов. Рассчитывая 

потребность в судах-снабженцах, мы вплоть до 2038 

года разложили грузопоток с учетом ввода скважин, 

уже наработанных статистических данных, исходя 

из этого, подсчитали необходимую площадь палубы 

и трюмов и получили укрупненную, но максимально 

полную картину. Основной грузопоток приходится 

на период до 2023 года, а потом численный состав 

флота будет при необходимости изменен». 

Воздушные коридоры 

Морской транспорт относительно дешев, позволяет 

Sure enough there are certain restrictions. For example, 

the length of the takeoff strip at the Varandey airport that 

bridges the platform with the mainland is 1.7 km, so the 

airport can only accommodate small aircrafts with the 

take-off weight up to 25 t. For this reason Prirazlomnaya 

platform personnel is transported from Arkhangelsk, which 

is the project air support base, using AN-24 turbo-prop 

aircrafts. The airplanes are reliable but you can hardly call 

them state-of-the-art. The first AN-24 was commissioned 

back in 1959. Certainly, all aircrafts pass scheduled 

maintenance and repair and Gazprom Neft-Shelf 

conducts audits of the contractors’ airplanes but nothing 

lasts forever and the aircraft life will come to end in 2020. 

There are no aircrafts to replace AN-24 and even if 

similar ones exist somewhere in the world, they are not 

certified in Russia. So the company is currently in active 

search for the ways to resolve the upcoming problem. 

One of the options is to use an alternate airport in 

Naryan-Mar and transport people by helicopter to 

Varandey. But this is more expensive as the number 

of helicopter flights will be three times as many as the 

airplane flights (currently 8-11). 

Rotating personnel is transported from Varandey to 

the platform by helicopters. Special requirements 

are set to these aircrafts as they fly over the sea. “In 

2015 our company and Gazprom Avia completed 

an ambitious project involving the refurbishment of 

four MI-8 AMT helicopters flying to the Prirazlomnaya 

platform, said Alexander Voronin, Deputy Head of 

Logistics Department in Gazprom Neft-Shelf. We 

installed windows that can be broken outside, 16 

chairs facing the direction of travel instead of benches 

Вахтовый поселок Варандей 

Varandey Camp 



OFFSHORE 

К вертолетам, работающим на шельфе, 

применяются особые требования безопасности 

Special safety requirements are set to the 

helicopters flying offshore. 

перевозить большие объемы, однако у него есть один 

существенный недостаток — он медленный. Поэтому 

для решения транспортных задач на шельфовых 

проектах, которые требуют оперативности, существует 

лишь один вариант — авиация. 

Здесь, конечно, есть свои ограничения. Например, 

размер взлетной полосы в аэропорту поселка 

Варандей, который связывает платформу с Большой 

землей, — 1,7 км, что позволяет принимать лишь 

небольшие самолеты взлетной массой до 25 тонн. 

Поэтому персонал «Приразломной» из базового 

для авиационного обеспечения проекта города — 

Архангельска — прибывает сюда на турбовинтовых 

Ан-24. Техника надежная, но современной ее назвать 

сложно — первый 24-й отправился в полет в далеком 

1959-м. Конечно, все самолеты проходят плановые 

и капитальные ремонты, сама «Газпром нефть шельф» 

проводит аудиты состояния парка авиакомпанийподрядчиков, 

но вечной техники не бывает — ресурс 

самолетов-ветеранов будет исчерпан уже к 2020 году. 

А равноценной замены этим машинам нет — если 

похожие по характеристикам машины в мире 

и существуют, в России они не сертифицированы. Так 

что сейчас в компании активно идет поиск решения 

грядущей проблемы. 

along the sides, provided special cargo compartments 

for transportation of over-sized cargoes and installed 

ditching system”. 

Today the company is constructing its own heliport in 

Varandey. The design passed state expert review and 

the plan is to commission the heliport in 2017-2018. 

“Considering that Varandey airport is private (owned by 

Lukoil - editor’s note), the expenses for airport use are 

high, says Oleg Sokolov. Moreover, the importance of 

our own heliport in the region increases when we think 

of future Arctic shelf projects. Because even now the 

passenger traffic counts almost 10 thousand people”. 

Prirazlomnoye is the first and the only field in the 

Russian Arctic shelf where oil is produced. Commercial 

development of the field was commenced in December 

2013. A new grade of oil (ARCO) came into the global 

market in April 2014. More than 10 million barrels of oil 

have been shipped since the commencement of field 

development. 

Prirazlomnoye oil field is located in the Pechora Sea 60 

km off the coast. Recoverable oil reserves amount at 70 

million tons. The license holder is Gazprom Neft-Shelf, a 

subsidiary of Gazprom Neft. 

Published with thanks to Gazprom Neft & Sibirskaya Neft MAGAZINE 



61


В принципе, есть возможность уйти из Архангельска 

на запасной аэродром — в Нарьян-Мар, откуда людей 

на Варандей можно будет доставлять вертолетами. 

Правда, это будет уже другая арифметика — вместо 

8–11 самолетных рейсов понадобится втрое больше 

вертолетных. 

Из Варандея на саму платформу вахта летает также, 

разумеется, на вертолетах. Но к этим машинам 

предъявляются уже совсем другие требования, так 

как они летают над морем. «В 2015 году мы совместно 

с „Газпром авиа“ провели масштабную работу — 

переоборудовали четыре вертолета Ми-8 АМТ, 

которые летают на „Приразломную“, в оффшорную 

конфигурацию, — сообщил заместитель начальника 

отдела логистики „Газпром нефть шельфа“ Александр 

Воронин. — В рамках модернизации установили 

выдавливаемые окна, вместо лавок по бортам теперь 

в салонах вертолетов по 16 кресел, установленных 

по направлению движения, для перевозки 

негабаритных грузов оборудованы специальные 

грузовые отсеки, установлены системы приводнения». 

Пока же на Варандее полным ходом идет 

строительство собственного вертолетодрома 

компании. Проект этого объекта уже прошел 

государственную экспертизу и должен быть введен 


в эксплуатацию уже в 2017–2018 годах. «Учитывая то, 

что аэропорт Варандея — частный (принадлежит 

„Лукойлу“. — Прим. ред.), его использование для 

нас достаточно накладно, — рассказал о целях 

строительства Олег Соколов. — Кроме того, при 

развитии в регионе других арктических шельфовых 

проектов ценность собственного вертодрома 

значительно возрастает. Ведь даже сейчас у нас 

пассажирооборот составляет порядка 10 тыс. 

человек». 

Приразломное — первое и пока единственное 

месторождение на российском шельфе Арктики, где 

ведется добыча нефти. Промышленная разработка 

месторождения начата в декабре 2013 года. Новый 

сорт нефти ARCO впервые поступил на мировой 

рынок в апреле 2014 года. Всего с начала разработки 

месторождения потребителям отгружено уже более 

10 млн баррелей нефти. 

Приразломное нефтяное месторождение 

расположено в Печорском море в 60 км от берега. 

Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн тонн. 

Недропользователь проекта — «Газпром нефть 

шельф», дочерняя компания «Газпром нефти». 

Материал любезно предоставлен компанией ОАО «Газпром нефть» 

и журналом «Сибирская нефть» 


OFFSHORE 



63

2017 

5-й Российский Круглый Стол по Бурению 

13 Апреля, Москва 

Ведущий российский форум для буровых профессионалов 

Свыше 250 высококвалифицированных представителей ведущих 

российских нефтегазовых и буровых компаний 

Презентации по технологиям бурения от российских и 

международных нефтегазовых операторов 

Технологически ориентированные дискуссии за круглыми столами 

ЗАЯВИТЕ О СВОЕМ УЧАСТИИ УЖЕ СЕЙЧАС! 

doug.robson@rogtecmagazine.com 

www.rdcr.net

ROGTEC Issue 47

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?