ROGTEC Issue 51 LR

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА 

51 

Газпром нефть: 

Интервью с Алексеем 

Черепановым 

Фациальные области 

Западной Сибири 

Буровая карта России 

ЛУКОЙЛ: 

Скважины уровня TAML 5 

на месторождении им. 

В. Филановского 

Gazprom Neft: 

Alexey Cherepanov Interview 

Western Siberia Facies 

Drilling Map of Russia 

LUKOIL: 

TAML5 Filanovsky Wells 

Татнефть: 

Внедрение нового 

«калибра» ШГН 

Tatneft: 

Sucker Rod Pump 

Delevopments

doug.robson@rogtecmagazine.com

2018 

6-й Российский Круглый 

Стол по Бурению 

Апрель, 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! 

www.rdcr.net

Первый в мире интеллектуальный сейсмический датчик 

100$ за сейсмический канал – теперь это возможно 

Редакционная Коллегия Editorial: 

Шеф-редактор 

Editorial Director 

Nick Lucan 

nick.lucan@rogtecmagazine.com 

Отдел рекламы Sales: 

Директор по продажам 

Sales Director 

Doug Robson 

doug.robson@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. 

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG 

$ 

Cамая малая стоимость канала 

в сейсмической отрасли 

Малые размеры 

95мм X 103мм 

1.1kg 

832GB 

Легкий вес 1.1 кг 

(включая батарею и 

наконечник) 

8 Гб внутренняя 

энергонезависимая 

флеш-память с 

расширением до 32 Гб 

Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 26, 29680 Estepona, 

Spain. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из 

журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG 

Worldwide Publishing S.L. 

Мобильное приложение 

Сканирование и 

техническая поддержка 

Отсутствие внешних разъемов 

при проведении работ в 

полевых условиях 

+ 

DT-SOLO 

Высокочувствительные 

технологии сейсмических 

датчиков (10 Гц или 5 Гц) 

Внешняя батарея и 

внешний датчик 

(как дополнительные 

опции) 

Subscriptions: 

ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription 

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

further information. 

50days 

Продолжительность работы – 

50 дней при 25℃, при шаге 

дискретизации 1 мс и 

12 часах работы в сутки 

Отсутствие реперов 

для максимально гибкой 

сейсмической съёмки 

Автоматическое 

позиционирование 

и тестирование датчика 

Aвтоматический 

режим сканирования 

для быстрого 

размещения 

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

info@rogtecmagazine.com. 

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. 

W O R L D W I D E 

Изображение на передней сторонке обложки любезно 

предоставлено «Газпром нефть» 

Front cover image is supplied courtesy of Gazprom Neft 

6 

ROGTEC 

Отдел зарубежных продаж 

Unit 145, 3901-54 Ave, NE 

Calgary, AB T3J 3W5 

Canada 

Тел.: +1-403-264-1070 

E-mail: sales@smartsolo.com 

www.rogtecmagazine.com

Задаем Стандарты Экологичного 

Ведения Бизнеса 

© 2017 Halliburton. All Rights Reserved. 

ТАМ, ГДЕ ДРУГИЕ ВИДЯТ ПРЕПЯТСТВИЯ, BAROID ВИДИТ ВОЗМОЖНОСТИ 

Одна из современных компаний по выпуску автомобилей внедрила линию перемещения отходов, по которой 

металлолом направляется в прессовочный цех компании. За счет этого компания сократила число рейсов 

грузовиков и объем углеродосодержащих выбросов. Такой же инновационный подход необходим для развития 

и реализации возможностей переработки и утилизации отходов для районов, в которых сбросы не допустимы 

вовсе. Подразделение Baroid понимает, что необходимость решения проблемы сброса отходов может создавать 

ограничения при реализации проектов. Поэтому мы в постоянном взаимодействии с заказчиком разрабатываем 

решения, отвечающие экологическим нормам или превосходящие их. Наше подразделение предлагает 

оборудование и услуги по закачке выбуренной породы в пласт непосредственно в месте бурения. Таким 

образом мы превращаем ограничения в преимущества, позволяющие вам сократить расходы, снизить объем 

транспортировки отходов и обеспечить нулевой уровень сбросов. 

Вместе мы расширим границы возможного. 

halliburton.com/baroid/challenge и halliburton.ru 

www.rogtecmagazine.com ROGTEC 7

Содержание 

Contents 

Интервью ROGTEC: 

Алексей Черепанов, «Газпром нефть» 

Партнёрства - будущее рынка бурения 

16 

ROGTEC Interview: Alexey Cherepanov, Gazprom Neft 

Partnering for the Future of the Drilling Market 

«Газпром нефть»: Особенности строения и 

нефтегазоносности верхнеюрских отложений в 

пределах тазо-хетской фациальной области 

26 

Gazprom Neft: Western Siberia Structural Features 

of the Taz Khet Facies 

ЛУКОЙЛ: Первые Интеллектуальные Двуствольные 

Скважины TAML5 на Месторождении им. В. 

Филановского 

36 

LUKOIL: First Intelligent Multilateral TAML5 Wells 

on the V. Filanovsky Field 

Газпром нефть: Буровая карта России - Обзор 

рынка буровых услуг в России 

54 

Gazprom Neft: The Drilling Map of Russia 

- Russian Drilling Market Overview 

ПАО «Татнефть»: Внедрение нового «калибра» ШГН 

на скважине НГДУ «Елховнефть» 

62 

Tatneft: New Sucker Rod Pumps Installed 

at Elkhovneft NGDU 

KDR 2017 

68 

KDR 2017 

Эксклюзивное интервью с Гэри Ву, управляющим 

директором, DTCC 

88 

Closure Interview, Gary Wu, Managing Director, 

Dynamic Technologies (DTCC) 

16 68 

8 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Экономьте до 24 часов 

работы буровой 

© 2017 Halliburton. All Rights Reserved. 

С ТЕХНОЛОГИЕЙ КЛАПАНОВ УДАЛЕННОЙ 

АКТИВАЦИИ КОМПАНИИ HALLIBURTON. 

Теперь, благодаря дистанционно управляемым клапанам, вы 

сможете провести установку оборудования заканчивания в скважине 

без необходимости проведения дополнительных работ с ГНКТ, 

проволочной или канатной техникой. Изоляционный барьерный 

клапан eRed ® -LV может работать как полнопроходной барьер, 

управляемый удаленно на любой глубине. Клапан eRed ® -HS 

позволяет проводить циркуляцию над установленным пакером. 

Но самое главное то, что каждый клапан может многократно 

дистанционно активироваться с поверхности без применения 

гидравлических контрольных линий, что не только сэкономит 

более 24 операционных часов, но и сократит риски при установке 

оборудования. 

Какое заканчивание применить на ваших скважинах? 

Узнайте больше на www.halliburton.com/ered

Колонка шеф-редактора 

Представляем вашему вниманию 51 выпуск Журнала 

ROGTEC, который будет последним в этом году, 

насыщенном интересными событиями в сфере мировой 

политики и добычи нефти и газа в регионах. 

Примерно в это же время в прошлом году мир осознал, 

что Дональд Трамп станет президентом США, и с 

этим осознанием пришла надежда на возобновление 

российско-американских отношений и вера, что это 

послужит сигналом для снятия западных санкций с 

нефтегазового сектора. 

Это событие еще до конца не осмыслено, однако, 

несмотря на санкции, развитие в секторе разведки 

и добычи в регионах идет полным ходом, и на рынке 

отмечается рост цен на нефть, которого не было долгие 

годы. Россия планирует разработать собственные 

системы подводной добычи к 2020 году, потенциально 

без использования западных технологий. Каковы 

будут отдаленные последствия санкций для западных 

технологий и сервисных компаний, работающих 

в регионе? Кого, в конечном итоге, больше всего 

затронут санкции? 

Для TMG Worldwide 2017 год был весьма удачным. 

Мы достигли большого прогресса на всех наших 

региональных медийных и маркетинговых платформах - 

Журнале ROGTEC, Российском (RDCR) и Казахстанском 

(KDR) круглых столах по бурению! 

Что касается Журнала ROGTEC, то в 2017 году 

огромный вклад в содержание выпусков внесли 

ведущие региональные нефтегазовые компании. 

«Роснефть» раскрыла темы, связанные с балансовыми 

запасами нефти и строительством горизонтальных 

скважин, а с «Газпром нефть» обсуждались скрытые 

ресурсы и последние инновационные разработки 

компании. Мы опубликовали несколько отличных 

интервью, в частности, с Алексеем Говзичем, Главным 

исполнительным директором «Салым Петролеум», 

и Олегом Карпушиным, Исполнительным вицепрезидентом 

по добыче, разведке и нефтесервисам АО 

НК «КазМунайГаз». В этом выпуске, вместе с Алексеем 

Черепановым, мы анализируем планы «Газпром 

нефти», связанные с повышением результативности и 

совершенствованием стандартов. 

Наши постоянная рубрика “круглых столов по 

технологиям” также весьма содержательна и 

охватывает темы буровых растворов и цементирования 

скважин. 

Журнал ROGTEC посвящен исключительно 

региональному сектору разведки и добычи, и 

отличается актуальным, не направленным на рекламу 

содержанием, распространяется огромным тиражом 

среди компаний, работающих в данном секторе - и 

мы гордимся тем, что можем считать себя ведущим 

отраслевым журналом и будем стремиться сохранить 

этот статус и в 2018 году, учитывая также интересы 

рекламных компаний. 

10 ROGTEC 



Надежная 

конструкция 

Представляем БУ 5000/320т эшелонного типа, 

спроектированную специально для уникальных 

условий российского рынка. 

• Надежная эшелонная система 

для кустового бурения 

• Инновационная конструкция мачты 

и подвышечного основания, которая 

позволяет производить монтаж на 

уровне земли быстрее и легче 

• Система верхнего привода, предназначенная 

для работы в условиях с температурным 

режимом от минус 45°С до плюс 55°С 

• Интегрированная система 

контроля бурения Amphion 

• Защита бригады и оборудования 

в зимних условиях 

• Все оборудование проверено в 

российских условиях бурения 

http://www.nov.com/Kostroma 

To learn more, download GO from 

the App Store or Google Play. 

©2016 National Oilwell Varco | All Rights Reserved 

www.rogtecmagazine.com 


11


Возвращаясь к текущему выпуску ROGTEC, хотелось 

бы отметить, что наши читатели могут ознакомиться с 

интервью с Алексеем Черепановым («Газпром нефть»), 

как было сказано выше, а также со статьями компаний 

«Татнефть» и «ЛУКОЙЛ», в которых будут обсуждаться 

их первые «умные» многоствольные скважины уровня 

TAML5 на месторождении им. В. Филановского - крайне 

интересный и всесторонний анализ, подкрепленный 

примерами. Надеюсь, вам понравится наш новый 

выпуск журнала. 

2017 год был успешным и для Российского и 

Казахстанского круглых столов по бурению. (RDCR & 

KDR Оба мероприятия, проведенные соответственно 

в Москве и Астане, явились очень важной площадкой 

для встречи самого большого числа экспертов по 

бурению и добыче, представляющих всех крупнейших 

региональных игроков. Эксперты общались в формате 

конференции по принципу круглого стола и обсуждали 

самые новейшие отраслевые разработки и передовые 

практики, применяемые в регионе. В этом году 

Российский и Казахстанский круглые столы по бурению, 

проведенные с учетом результатов предыдущих 

подобных мероприятий, собрали большее число 

специалистов. Эксперты из всех компаний, работающих 

в секторе разведки и добычи, привезли и обсудили еще 

большее количество технологий. 

Российский и Казахстанский круглые столы по бурению 

позволяют специалистам встретиться в дружественной 

атмосфере, обменяться идеями, пообщаться с 

друзьями и партнерами, и заключить новые договора. 

Данные мероприятия настоятельно рекомендованы 

к участию для любой компании, осуществляющей 

деятельность в России или Казахстане в сфере бурения 

и добычи. В следующем году Российский круглый 

стол по бурению будет проведен 12 апреля в центре 

Москвы, а Казахстанский круглый стол по бурению - в 

середине сентября в Астане. С нетерпением жду новой 

встречи с вами. 

Мне бы хотелось поблагодарить всех наших партнеров 

и рекламодателей за постоянную поддержку, которая 

позволила нам создать ведущие на рынке медийные 

платформы, а также всех читателей ROGTEC - надеюсь 

вам понравились все выпуски нашего журнала в 

этом году. В 2018 вас ждет еще больше интересной 

информации. 

Желаю вам успешно завершить дела в уходящем 

году, отлично отпраздновать рождество и новый год и 

хорошо провести время в праздничные дни! 

Всего вам наилучшего в новом, 2018 году! Надеюсь, 

все вели себя хорошо, и Дед Мороз принесет подарки 

вам, вашим семьям и вашим друзьям! 

Ник Лукан 

Шеф-редактор 



Continuous innovation, 

from pore to pipeline. 

In 1927, Conrad and Marcel Schlumberger used their new electrical well logging technique to identify 

formations in the Pechelbronn oil field in the Alsace region of France—a first in the oil and gas industry. 

Today Schlumberger continues to innovate by introducing pioneering technologies delivered with technical 

expertise gained from decades of experience. From reservoir characterization and drilling to production and 

processing, we integrate multidisciplinary products and services to optimize hydrocarbon recovery and 

maximize production for our customers. 

slb.com 

*Mark of Schlumberger. Copyright © 2017 Schlumberger. All rights reserved. 17-OF-332799

EDITORSNOTES 

Editors Notes 

Dear Readers, 

Welcome to Issue 51 of ROGTEC Magazine, our final issue 

of what has been a very interesting year for world politics 

and regional oil gas developments. 

It was around this time last year when the world 

understood that Donald Trump would become president 

of the U.S., and with it, came hope of a new beginning for 

US-Russia relations, with the belief that this would signal 

the beginning of the end for Western imposed sanctions 

on the O&G sector. 

This event has clearly not been realized, but the 

development of the region´s upstream sector, sanctions or 

no sanctions, has continued at full steam and the rise in 

the price of oil has seen increased positivity in the market, 

not seen for many years. Russia is looking to develop 

its own subsea production systems by 2020, potentially 

negating the need for Western technology assistance. 

What will be the long-term effect of the sanctions on 

Western technology and service companies operating in 

the region? Who will ultimately be sanctioned? 

For us here at TMG Worldwide, 2017 has been an 

excellent year. We have made great progress on all 

our regional media and marketing platforms - ROGTEC 

Magazine, RDCR and KDR! 

Within ROGTEC Magazine, we have seen some 

excellent editorial contributions in 2017 from the leading 

regional oil companies. Rosneft have covered topics 

from “In-Situ Oil” to “Horizontal Well Developments” and 

Gazprom Neft have discussed “Hidden Resources” and 

their latest innovations. We have run some excellent 

interviews, including with Alexey Govzich, CEO Salym 

Petroleum and Oleg Karpushin, Executive Vice-President 

for Production, Exploration and Oil Field Services at JSC 

NC KazMunayGas. In this issue we are also probing the 

thoughts and directions of Gazprom Neft’s drive to improve 

efficiency and standards with Alexey Cherepanov. 

Our regular “Technology Roundtable” features also 

produced some great content and discussions this year, 

covering topics from Drilling Fluids to Wellbore Cementing. 

With ROGTEC Magazine exclusively focused on the 

region´s upstream sphere, featuring non-advertorial cutting 

edge content and boasting the region´s largest and 

most visible circulation to this sector – we are proud to 

be considered the region´s leading upstream magazine 

and will build upon this in 2018 for the benefit of all our 

advertising companies. 

Back to this issue of ROGTEC, and our readers can enjoy 

that great interview with Alexey Cherepanov, Gazprom Neft, 

mentioned earlier, with further contributions from Tatneft 

and Lukoil who discuss their First Intelligent Multilateral 

TAML5 Wells on Filanovskogo Field – this is a fantastic, indepth 

case study. I hope you enjoy this issue. 


EDITORSNOTES 

Editors Notes 

Желаете 

сократить 

расходы 

на бурение? 

Postle и Hardbanding Solutions 

покажут Вам как... 

DURABAND®NC 

75-процентное снижение 

расходов на армирующее 

покрытие 

Сокращение 

спуско-подъемных работ 

Сокращение простоев 

Повышение производительности 

www.hardbandingsolutions.com 

hbs550@hardbandingsolutions.com 



15

EDITORSNOTES 

Editors Notes 

2017 has been a very good year for the development of 

the RDCR and KDR series of roundtable events. Both 

events, hosted in Moscow and Astana respectively 

– see the largest and most important gathering of 

Drilling and Production experts, representing all the 

major regional players – coming together in roundtable 

style conference format – to discuss the latest industry 

developments and regional best practices. This 

year RDCR and KDR, built on a solid platform from 

past events – drew bigger crowds, covered more 

technologies and discussions between experts from the 

entire upstream value chain. 

Wishing you all a very good run into the year’s end, 

enjoy a great Christmas and holiday period and a have a 

very happy New Year! 

All the best for 2018! I hope everyone has been good 

and Father Frost will be visiting you, your families and 

friend’s homes! 

Nick Lucan 

Editorial Director 


The RDCR and KDR also allows the sector to get 

together in a friendly atmosphere, exchange ideas, 

meet industry friends and partners as well as make 

new contacts. There events are a “must attend” for 

any company doing business in the Russian or Kazakh 

drilling and production arena. The dates for next year’s 

RDCR events is confirmed as 12th April, Central 

Moscow and KDR 2018 will take place mid-September 

in Astana, I look forward to meeting you all once again in 

region. 

I would like to thank all our partners and advertisers 

who´s continued support has helped us produce the 

markets leading media platforms, and I also would like 

to thank all ROGTEC readers – I hope you enjoyed the 

magazine this year, with plenty more to come in 2018. 

16 



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 



17 

17

ИНТЕРВЬЮ 

Интервью ROGTEC: 

Алексей Черепанов, «Газпром нефть» 

Партнёрства - будущее рынка бурения 

ROGTEC Interview: 

Alexey Cherepanov, Gazprom Neft 

Partnering for the Future of the Drilling Market 

В этом году, во время проведения форума RDCR, 

Вы рассказывали о стратегиях, направленных 

на повышение показателей компании в области 

бурения. Какие стратегии вы реализовали? Какие 

преимущества и улучшения вы получили в 

результате реализации данных стратегий? 

Повышение эффективности полного цикла 

строительства скважин является необходимостью 

дальнейшего развития нефтегазовой отрасли в 

целом. Это обусловлено рядом факторов, наиболее 

This year, during the RDCR forum, you talked 

about strategies aimed at improving the company’s 

drilling performance. What strategies have you 

implemented? What benefits and improvements did 

you achieve by implementing these strategies? 

Increasing the efficiency of the entire well construction 

life cycle is crucial to the further development of the 

whole oil and gas industry. This is due to a number of 

factors, the most significant of which is the deterioration 

in the quality of the resource base. To extract oil, we are 

18 



INTERVIEW 

значимый из них - снижение качества ресурсной 

базы. Для извлечения нефти мы вынуждены 

применять новые технологии, искать методы бурения 

и заканчивания, позволяющие решать задачи в 

таких непростых условиях. В прошлом году доля 

высокотехнологичных скважин составила более 50% 

от общего числа скважин, построенных в периметре 

группы компаний «Газпром нефть». 

Ещё одним значимым фактором является то, что 

новых вовлекаемых месторождений становится 

меньше, и расположены они, как правило, далеко 

от существующей инфраструктуры и в более 

тяжелых климатических условиях. В таких условиях, 

чтобы месторождение 

было рентабельно 

разрабатывать, необходимо 

добиваться максимальной 

комплексной эффективности, 

оптимизируя весь проект 

интегрировано, балансируя 

между технологичными 

возможностями и 

экономическими 

показателями. 

Хорошей иллюстрацией 

подобного балансирования 

может послужить пример кейса 

с удлинением горизонтальной 

части ствола, позволяющим 

увеличивать дебиты скважины 

и тем самым компенсировать 

инвестиции в технологии. 

Технологически, скважину N 

можно бурить с отходом и 3 

и 4 тысячи метров, но порог 

рентабельности ограничен 

1,5 – 2 тысячами метров, 

потому как при дальнейшем 

удлинении расходы на 

бурение при текущих показателях эффективности 

будут превышать прибыль от дополнительной 

добычи нефти. 

Поэтому одной из ключевых задач «Газпром нефти» 

является повышение операционной эффективности, в 

том числе, партнеров – нефтесервисных компаний. 

Одним из характерных вызовов в решении этой 

задачи является тот факт, что у «Газпром нефти» нет 

своих собственных буровых компаний (исключение 

составляют совместные предприятия НГК 

«Славнефть») и решения, направленные на повышение 

эффективности, внедряются нашими подрядчиками с 

различной скоростью. Стратегия направлена на работу 

forced to use new technologies, to search for drilling 

and completion solutions which will enable us to resolve 

problems in such complex conditions. Last year, the 

proportion of high-tech wells, within the Gazprom Neft 

group of companies, accounted for more than 50% of 

the total number of wells delivered. 

Another significant factor is that the new fields are 

becoming smaller, and they are located, as a rule, far 

from the existing infrastructure and are in more severe 

climatic conditions. In such circumstances, for a field to 

be profitably developed, we need to achieve a maximizum 

level of integrated efficiency, by optimizing the entire project 

in an integrated way, and finding a balance between the 

technological capacity and 

economic performance. 

A good illustration of such a 

balance is the example of a case 

involving the elongation of a 

horizontal well which increased 

flow rates of the well and thereby 

compensated for the investment 

costs of the technology. From 

a technical point of view, well 

«N» could be drilled to 3 - 4 

thousand metres, but the 

threshold of profitability is limited 

to 1.5-2 thousand meters. With 

any further extension, the drilling 

costs, given current efficiency 

indicators, would exceed the 

profit achieved from the 

additional oil production. 

Therefore, one of the key strategic 

tasks for Gazprom Neft is to 

improve the operational efficiency, 

including that of the partners’ - 

oilfield services companies. 

One of the typical challenges involved in resolving 

this issue is the fact that Gazprom Neft does not have 

its own drilling companies (with the exception of 

joint ventures with NGK Slavneft). Thus any solutions 

aimed at improving effectiveness are implemented by 

our subcontractors at different speeds. Our strategy 

is aimed at working with the market, with all its 

participants in Russia and abroad. 

In our report, we showed the experience of our North 

American colleagues who have made a huge leap in the 

field of drilling efficiency. In the space of just a few years, 

they have been able to increase the efficiency of well 

construction (reduced the well construction cycle) by 

approximately 60% and reduce well cost by 65%. 



19


с рынком, со всеми его участниками в России и за 

рубежом. 

В нашем докладе мы показали опыт наших 

североамериканских коллег, которые совершили 

колоссальный рывок в области эффективности 

бурения. Всего за несколько лет они смогли 

повысить эффективность строительства скважин 

(сократили цикл строительства скважин) примерно 

на 60% и снизить стоимость скважины на 65%. 

Of course, Russia has its own requirements and our market 

is quite different from the US market, and this is something 

that needs to be taken into account. However, the potential 

which we can see is really food for thought. 

Improving the culture of drilling operations, as well as 

increasing drilling performance is something that must 

be dealt with on a daily basis. What do you think the 

company has learned this year? What improvements 

have been achieved? 

Конечно, в России своя специфика, 

и наш рынок достаточно сильно 

отличается от рынка США, и это 

нужно брать во внимание. Но тот 

потенциал, который мы видим, 

заставляет задуматься. 

Совершенствование культуры 

производства буровых работ, 

как и повышение показателей 

бурения – это то, чем необходимо 

заниматься ежедневно. Чему, 

по Вашему мнению, научилась 

компания в этом году? Каких 

улучшений удалось достичь? 

Культура производства - это 

область развития для большинства 

компаний в нашей стране. Мы 

уделяем ей очень большое 

внимание, и с 2014 года начали 

внедрять проект «Технический 

предел», который, в первую 

очередь, направлен на повышение 

безопасности производства, и во 

вторых – существенно позволяет 

повышать эффективность 

с использованием тех же 

технологий. Идеология проекта заключается в 

«вовлечении» всех участников процесса в алгоритм 

выработки максимально эффективного решения 

и проявлении лидерства и ответственности на 

своем рабочем месте, а также в прозрачности 

определения целей и их перманентной 

визуализация перед персоналом. Тиражируя 

проект на все активы компании, мы получили 

результаты по повышению безопасности и 

сокращение сроков строительства скважин более 

чем на 10% в среднем по «Газпром нефти». 

Как Вы можете оценить состояние парка 

российских буровых установок и возможности 

региональных буровых подрядчиков при 

решении сложных задач в будущем, а именно 

бурение более глубоких и сложных скважин с 


The culture of production is an area of development 

which most companies in our country need to look at. We 

have been paying serious attention to it and in 2014 we 

introduced the «Technical limit» project to this end. It is aimed 

primarily at improving production safety, and secondly, it 

allows a significance increase in efficiency while using the 

same technologies. The idea of the project is to involve all 

participants in the process of developing the most effective 

decisions, as well as promoting leadership and responsibility in 

the workplace, and ensuring transparency in outlining targets 

and their permanent visualization. By replicating this project for 

all Gazprom Neft assets, we have managed to obtain results 

on improved safety and reduced well construction time of 

more than 10% on average for Gazprom Neft. 

How would you assess the condition of the Russian 

drill rig fleet, as well as the abilities of regional 


INTERVIEW 



21


использованием предлагаемого оборудования и 

технологий? 

Около трети буровых установок в России имеют 

возраст более 20 лет. Это тревожный показатель. 

Но большую тревогу вызывает то, что оставшиеся 

две трети являются устаревшими морально. Буровые 

компании обновляют парки, но на смену уходящим 

станкам приходят модели, мало чем отличающиеся 

по конструктивным решениям от списанных. 

Если возвращаться к опыту американского рынка, 

многие аналитики считают, что основным драйвером 

роста эффективности бурения являлось увеличение 

доли высокотехнологичных буровых установок 

последнего поколения (super-spec rigs) в общей 

численности парка, что легко отслеживается на 

статистических данных. Буровая установка – это 

«платформа» для остальных сервисов и состояние 

которой, как вы правильно отметили, может стать 

фактором, ограничивающим выбор применяемых в 

бурении технологий и методов. 

Но мы отдаем себе отчет, что буровая установка 

последнего поколения сама по себе не является 

гарантией успеха. Поэтому, помимо технологической 

составляющей, необходимо учитывать фактор 

организационного уровня буровой компании, 

складывающегося из людей, производственной 

культуры, мотивации, процессов. Большая часть 

успеха зависит от подрядчика и выстраивания 

партнёрских отношений подрядчик – заказчик. 

Многие игроки российского рынка, как буровые 

компании, так и производители, отлично это 

понимают. С некоторыми из них у нас партнёрские 

отношения, мы работаем над совместными 

проектами в области повышения эффективности 

бурения, развития новых технологий. И именно 

сейчас формируется пул партнёров, с которыми 

мы сможем пойти в будущем на разработку 

технологически сложных, «прорывных» проектов. 

Как компания адаптируется в связи с переходом 

от контрактов на бурение “под ключ” на бурение 

по суточной ставке? С какими сложностями 

приходится сталкиваться? Как они решаются? 

Какие показатели в области буровых работ 

удалось повысить? Насколько сократились 

сроки реализации проектов и расходы? 

«Газпром нефть» идеологически придерживается 

принципов «раздельного сервиса по суточной 

ставке», и в настоящий момент подход применяется 

на подавляющем большинстве эксплуатационных 

скважин. Главным драйвером перехода на 


drilling subcontractors when faced with the complex 

challenges of the future, namely drilling deeper 

and more complex wells using the equipment and 

technology on offer? 

About a third of drill rigs in Russia are more 20 years old. 

This is an alarming fact. However, what is more worrying is 

that the remaining two-thirds are morally obsolete. Drilling 

companies update their fleets, but the redundant machinery 

is being replaced with models which differ little in design 

terms from those which have been decommissioned. 

Looking back at the experience of the American market, 

many analysts believe that the main driver of the growth in 

drilling efficiency has been the increase in the proportion of 

the latest generation high-tech drill rigs (super-spec rigs) as 

a percentage of the total fleet. This is something that can 

be easily monitored by statistics. A drill rig is a «platform» for 

other services and its condition, as you correctly noted, can 

be a factor limiting the choice of technologies and methods 

used in drilling. 

However, we are aware that latest generation drill rig is in 

itself no guarantee of success. Therefore, in addition to 

the technological component, we need to consider the 

organizational level of the drilling company comprising its 

people, production culture, motivation, and processes. 

Success depends primarily on the subcontractor and building 

a partnership between the subcontractor and 

the client. 

Many players in the Russian market, both drilling companies 

and manufacturers, understand this perfectly. We are partners 

with some of them and we are working on joint projects aimed 

at increasing drilling efficiency increase and the development 

of new technologies. At this very moment, we are creating a 

pool of partners with whom we shall develop technologically 

complex and innovative projects in the future. 

How is the company adapting to the transition from 

turnkey drilling contracts to day-rate drilling? What 

difficulties have you encountered? How have you 

dealt with them? What drilling performance indicators 

have you managed to raise? How far have project 

implementation time and costs been reduced? 

From an ideological point of view, Gazprom Neft adheres to 

the principles of a «split service daily rate» and the approach 

currently applies to the vast majority of production wells. 

The main reason for the transition to a split service is to 

increase the delivery and efficiency of well construction 

which ultimately affects the total construction costs and 

allows earlier to involve reserves in development. Together 

with the obvious advantages when switching to a split 

service model, the client company incurs greater risks, 

and responsibility for the final result. This requires more 



раздельный сервис 

является достигаемое 

повышение скорости 

и эффективности 

работы, что в конечном 

итоге, сказывается на 

стоимости строительства 

скважины и позволяет 

ранее вовлечь 

запасы в разработку. 

Одновременно с 

получением очевидных 

преимуществ, при 

переходе на раздельный 

сервис, компаниязаказчик 

берет на себя 

более весомые риски, 

ответственность за 

конечный результат, 

что требует более 

скрупулезной 

подготовки технических 

заданий, тщательной 

квалификации, аудита и отбора подрядчиков 

для осуществления всего комплекса сервисов. 

Существенно повышаются требования к 

супервайзерам, в их задачах уже не просто 

надзор и контроль. В «Газпром нефти» в рамках 

стратегии развития супервайзинга разработана 

и эффективно внедряется модель управляющего 

супервайзинга, обладающего компетенциями для 

организации эффективного процесса бурения. В 

среднем скорость строительства горизонтальных 

скважин по всем дочерним обществам «Газпром 

нефти» с 2011 года увеличилась с порядка 13 суток 

до менее 9 суток на 1000 м проходки. Достижение 

данного показателя проводится организационным 

преобразованием, усилением команды функции 

Бурения и ВСР, а также освоению новых технологий 

в рамках программы технологического развития 

и реализации проекта «Технический предел». 

Эффективность системы взаимодействия с 

подрядчиками на основе раздельного сервиса 

по суточной ставке и далее будет возрастать с 

увеличением сложности скважин, так как создает 

наиболее благоприятные условия для внедрения 

новых технологий. 

С какими проблемами, которые Вы хотели бы 

решить, компании приходится неоднократно 

сталкиваться при выполнении промысловых 

работ? 

«Газпром нефть» является компанией-оператором, 

и большинство промысловых работ выполняются 

подрядными организациями. В условиях работы по 


meticulous preparation of the technical requirements, 

as well as the careful selection, audit and training of sub 

contractors to perform the entire range of services. 

The demands on supervisors is greatly increased since 

their role is no longer just supervision and control. 

Gazprom Neft, as part of the strategy for developing 

supervising, is introducing the model of managing 

supervising who possesses the competencies required 

to organize the effective drilling process. On average, 

the construction times of horizontal wells, for all 

subsidiaries of Gazprom Neft since 2011, has improved 

from about 13 days to less than 9 days per 1000 m 

of penetration. This was achieved by restructuring, 

strengtening of Drilling and Well Intervention Function 

team, as well as the development of new technologies 

within the technological development program and 

the implementation of the “Technical Limit” project. 

The efficiency of the system of collaboration with sub 

contractors on the basis of a split service daily rate 

constracts will continue to grow with the increasing 

complexity of wells, since it creates the most favourable 

conditions for the implementation of new technologies. 

What issues would you like to solve which companies 

frequently encounter when carrying out field 

operations? 

Gazprom Neft is an operating company and most of field 

works are performed by subcontractors. In the conditions 

of work on the principle of “split services”, one of the 

most critical tasks which our company has set itself is the 

effective management of oilfeld services contractors. The 

following priorities can be identified here: people, processes 

and equipment. 


INTERVIEW 

принципу «раздельного сервиса» одной из наиболее 

актуальных задач, которую ставит перед собой 

наша компания, является эффективное управление 

нефтесервисными подрядчиками. Здесь можно 

выделить следующие фокусы – это люди, процессы и 

оборудование. 

Одной из наиболее сложных проблем, как мы 

уже обсуждали ранее, является устаревание, 

моральное в том числе, парка буровых установок. 

Конструктивные решения, применяющиеся 

до сегодняшнего дня, уже не соответствуют 

международным практикам. Так, например, срок 

монтажа стандартной тяжелой эшелонной буровой 

установки, применяемой в России, составляет 

примерно 30-45 дней, а для перевозки требуется 

более 100 рейсов. Лучшие мировые практики 

обеспечивают демонтаж, перевозку и монтаж всего 

за 10-15 дней. Это колоссальная разница. И это 

лишь один из фрагментов «картины». 

Особенностью российского рынка нефтесервисных 

услуг является то, что драйвером инновационного 

развития у нас, в большинстве случаев, является 

оператор. Для того, чтобы подрядчик внедрил или 

приступил к разработке новой технологии, как 

правило, мы должны убедить его в том, что мы 

обеспечим для неё рынок сбыта. 

В то же время, в западном мышлении картина 

обратная. Подрядчик самостоятельно решает, в 

какую технологию, как наиболее перспективную, 

ему инвестировать средства. И затем убеждает 

заказчика в том, что она поможет решить стоящие 

перед ним вызовы. Конечно, мы не должны 

забывать и об экономических условиях, в которых 

наши подрядчики вынуждены работать. Создание 

благоприятной инновационной среды – это ещё одна 

из задач, стоящих перед нами. 

Помимо технологий, важнейшим вызовом для нас 

является приведение бизнес процессов подрядных 

организаций к единому стандарту «Газпром 

нефти». Это необходимо для обеспечения не 

только эффективности, но и безопасности труда. 

Проблема заключается 

в том, что уровень организационных решений и 

процессов нефтесервисных компаний разнится. 

В некоторых она находится на высоком уровне, 

в других еще в стадии становления. Нам 

приходится брать лидерство в свои руки. Мы 

проводим постоянную оценку деятельности наших 

подрядчиков, анализируем причины инцидентов 

и определяем сферы для улучшения, проводим 

регулярные встречи для разработки совместных 

планов корректирующих действий. Другими 

One of the most difficult issues, as discussed earlier, is the 

obsolescence of the drill rig fleet. This includes its moral 

obsolescence. The design solutions which are currently 

implemented no longer comply with international practice. 

For example, the length of time required for the installation 

of a standard heavy-duty drill rig used in Russia is about 

30-45 days, and more than 100 cargo deliveries are 

required for its transportation. Best global practice ensures 

the dismantling, transportation and installation in just 10-15 

days. This is a colossal difference. And this is just one of the 

fragments of the picture. 

One particular feature of the Russian oilfield service market 

is that the operating company, in most of the cases, is 

the driver of innovative development. In order for the 

subcontractor to implement or develop new technology, 

they must be convinced that we will provide a market for it. 

However, in Western thinking, things are the other way 

around. The subcontractor decides independently what 

technology to invest in, from the point of view of whether it 

holds the most potential. Then they convince the client that 

it will help solve the challenges facing him. Of course, we 

must not forget about the economic conditions in which 

our subcontractors are forced to work. Creating a favorable 

innovation environment is another challenge for us. 

In addition to technology, another very important 

challenge for us is to bring the business processes of our 

subcontractors into compliance with a single Gazprom 

Neft standard. This is necessary to ensure not only 

efficiency, but also safety. The problem is that the level of 

organizational decisions and processes amongst oilfield 

service companies varies. In some, it is at a high level, in 

others it is still in its infancy. We have to take the leadership 

into our own hands. We are constantly evaluating the 

performance of our subcontractors, analyzing the causes 

of incidents and identifying areas for improvement, and 

holding regular meetings to develop joint corrective action 

plans. In other words, we support a process of continuous 

joint improvement. This means a transition from client - 

subcontractor relations to a relationship of partners. 

The continuous growth in the complexity of well construction 

is connected not only with the more profound and intensive 

development of existing competences, both amongst inhouse 

and subcontracting personnel, but also with the 

creation of new ones. Certain technologies which are standard 

practice in the world are still not taught in Russian universities. 

To conclude, it has to be said that the most important 

element in the structure of any business is the human 

element. 

We are able to resolve these emerging problems jointly with 

our partners. We are constantly launching cross training 



25


словами, поддерживаем процесс непрерывного 

совершенствования совместно, что позволяет 

говорить о переходе от схемы отношений заказчикподрядчик 

к партнёрским отношениям. 

Непрерывное усложнение процессов строительства 

скважин связано не только с более глубоким и 

интенсивным развитием существующих компетенций, 

как собственного персонала, так и персонала 

подрядчиков, но и с созданием новых. Некоторые 

технологии, которые в мире стали стандартными, до 

сих пор не изучаются в отечественных ВУЗах. 

И в заключение, необходимо сказать, что самым 

важным элементом в структуре любого бизнеса 

является человек. 

И здесь возникающие сложности мы решаем 

совместно с партнерами – запускаем программы 

перекрёстного обучения, приглашаем 

международных специалистов на технологические 

сессии, отправляем наших коллег для повышения 

квалификации в лучшие профильные учебные 

заведения по всему миру, проводим обучение для 

подрядчиков в Центре Профессионального 

Роста (ЦПР). 

Какие передовые технологии компания 

собирается внедрить в 2018 г.? 

У нас очень амбициозные планы на 2018 год. В 

компании утвержден план по внедрению новых 

технологий, который включает в себя применение 

таких технологий, как системы автоматического 

бурения, применение винтового забойного двигателя 

со встроенной телесистемой. Мы испытываем 

новые образцы телеметрического оборудования 

с электромагнитным каналом для бурения 

горизонтальных участков стволов. 

Также, в планах осуществить множество проектов, 

направленных не только на технологические 

проекты (например Строительство многоствольных 

скважин по уровню TAML-3 и TAML-4), но и на 

организационное повышение эффективности. 

Нацеленность на технологическое развитие и 

инновационность компании «Газпром нефть» - 

это необходимость для того, что бы оставаться 

эффективными в динамично меняющемся 

окружении. 

Как говорила Чёрная королева из Алисы в 

Зазеркалье: «Нужно бежать со всех ног, чтобы 

только оставаться на месте, а чтобы куда-то попасть, 

надо бежать как минимум вдвое быстрее!». 


programmes. We invite international experts to take part 

in technology sessions and we send our own personnel 

to be trained in the best specialized training institutions 

worldwide. We also provide training to contractors in 

Professional Development Centres. 

What advanced technologies does the company intend 

to introduce in 2018? 

We have very ambitious plans for 2018. The company has 

approved a plan to introduce new technologies, including 

the use of such technologies as: automatic drilling systems; 

the use of screw downhole drilling motor with built-in MWD. 

We test new telemetry equipment with an electromagnetic 

channel for drilling horizontal bore sections. 

We also have plans to implement the following project: 

Multiple projects involving not only technological ones (for 

example, construction of TAML-3 and TAML-4 multilateral 

wells), but also those aimed at improvement of efficiency. 

Focus on technological development and innovations by 

Gazprom Neft is necessary to remain efficient in dinamically 

changing environment. 

As the Red Queen said in, Through the Looking-Glass, and 

What Alice Found There: “It takes all the running you can do, 

to keep in the same place. If you want to get somewhere 

else, you must run at least twice as fast as that!” 


РАЗВЕДКА 

«Газпром нефть»: Особенности 

строения и нефтегазоносности 

верхнеюрских отложений в пределах 

тазо-хетской фациальной области 

Gazprom Neft: Western Siberia Structural 

Features of the Taz Khet Facies 

М.В. Букатов, С.В. Михайлова Научно-Технический Центр «Газпром нефти» 

(ООО «Газпромнефть НТЦ») 

M.V. Bukatov, S. V. Mikhailova, the Gazprom Neft Research and Development 

Centre (Gazprom Neft NTC, LLC) 

- Oil - Gas - Gas Condensate 

Рис. 1. Нефтегазоносность Пур-Тазовской НГО 

Fig. 1. Oil and gas occurrence in the Pur-Tazov oil and gas bearing area 

Данные об открытых месторождениях Пур- 

Тазовской нефтегазоносной области (НГО) (рис. 

1) свидетельствует о том, что находящиеся здесь 

отложения имеют достаточно высокий углеводородный 

потенциал и большой этаж нефтеносности. Как видно 

из рис. 1, основные перспективы рассматриваемого 

региона связаны с верхнеюрским комплексом, 

имеющим сложное строение. 

Строение и нефтегазоносность верхнеюрского 

комплекса Западно-Сибирского региона в целом и 

его восточного борта в частности в разное время 

Data relating to the deposits discovered in the Pur- 

Tazov oil and gas bearing region (Fig. 1) suggest that the 

deposits located here have a high hydrocarbon potential 

and a significant oil bearing section. As Fig. 1 shows, 

the main prospects in this area are related to the Upper 

Jurassic complex with its complex structures. 

The structure and the oil and gas bearing capacity in the 

Upper Jurassic Complex of the Western Siberia Region, 

and its eastern edge in particular, has at different times 

provoked the interest in a number of academics. The 

authors believe it is necessary to briefly highlight the 

28 



EXPLORATION 

Cis-Urals 

Tyumen Suite 

Middle area 

North East 

Volgian 

Kimmeridgian 

Oxfordian 

Callovian 

Рис. 2. Принципиальная схема строения отложений верхней юры [1]: 1 – границы циклитов, 

стратиграфические несогласия; 2 – известковые стяжения, глауконит, фосфаты (трансгрессивные базальные 

горизонты); 3 – песчаники, гравий, галечные включения; 4 – угли, глины; 5 – битуминозные глины; 7 – породы 

фундамента; 8 – неокомские клиноформы; 9 – верхнеюрские свиты: 1 – сиговская, 2 – точинская, 3 – 

васюганская, 4 – георгиевская, 5 – абалакская, 6 – вогулкинская толща, 7 – яновстанская, 8 – марьяновская, 

9 – баженовская, 10 – тутлеймская, 11 – трехозерная толща, 12 – мулымьинская свита; 10 – индексы песчаных 

пластов; 11 – проциклы; 12 – рециклы; 13 – константные циклы 

Fig. 2. Basic Upper Jurassic deposit structure [1]: 1: Cyclotherm boundaries, stratigraphic non-conformities; 2: Lime 

nodules, celadon green, phosphate (the transgressive basal level); 3: Sandstone, gravel, boulder inclusions; 4: Coal, clay; 

5: Bituminous clay; 7: Basement rocks; 8: Neocomian wedge-outs; 9: Upper Jurassic suites: 1: Sigovo, 2: Tochinskaya, 

3: Vasyugan, 4: Georgiev, 5: Abalak, 6: Vogulka Formation, 7: Yanov Stan, 8: Marianovsk, 9: Bazhenov, 10: Tutleym, 

11: Trekhozerie Formation, 12: Mulymiya Suite; 10: Sand layer indexes; 11: Progressive cyclothems; 12: Regressiveprogressive 

cyclothems; 13: Constant cyclothems 

интересовало многих ученых. Поэтому авторы 

считают необходимым кратко осветить результаты 

работ исследователей, чьи труды наиболее 

качественно и верно описывают принципиальное 

строение изучаемых отложений. В работе [1] А.А. 

Нежданов описывает клиноформное строение 

отложений верхней юры в северо-восточной части 

Западно-Сибирского региона (рис. 2). По теории 

А.А. Нежданова песчаные отложения локализуются 

в верхней части клинотемы кимериджского 

сейсмоциклита, выклиниваясь к зоне сокращения 

его общих толщин, на запад. Всего в Западной 

Сибири он выделяет три региоциклита трансгрессивнорегрессивного 

типа: васюганский (келловей-оксфорд), 

георгиевский или верхнесиговский (кимеридж) и 

яновстанский (титонский ярус – частично берриас?). 

work of those researchers whose studies provide the 

best and most accurate information about the basic 

structure of the deposits explored. A. A. Nezdanov 

in his paper [1] describes the clinoform structure of 

the Upper Jurassic deposits in the North East of the 

Western Siberian area (Fig. 2). According to Nezdanov, 

the sand deposits are concentrated in the upper part 

of the Kimmeridgian seismic cyclothem clinothem, and 

they extrapolate towards an area where the general 

density declines, to the west. In Western Siberia, he 

identified three region-specific three region-specific 

transgressive-regressive cyclothems types: the 

Vasyugan (Callovian and Oxfordian) cyclothem, the 

Georgiev or Upper Sigovo (Kimmeridgian) cyclothem, 

and the Yanov Stan (a Tithonian stage or partially the 

Berriasian?) cyclothem. 



29


Рис. 3. Палеогеографические карты Западной Сибири в оксфордский (а) и 

волжский (б) периоды [2]: море: 1 – глубокое (глубина 200–400 м); 2 – мелкое (100– 

200 м); 3 – мелкое (менее 25 м); области переходного осадконакопления: 4 – равнины 

прибрежные, временами заливавшиеся морем (осадки пойменные, озерно-болотные, 

русловые, дельтовые, береговых баров, пляжевые); области континентального 

осадконакопления: 5 – равнина низменная, аккумулятивная (осадки русел, пойм, озер 

и др.); 6 – равнина денудационно-аккумулятивная; области размыва: 7 – равнина 

возвышенная (денудационная суша), 8 – горы низкие 

Fig. 3. Paleogeographic maps of Western Siberia in the (а) Oxfordian and (b) Volgian 

periods [2]: Sea: 1: Deep sea (a depth of 200–400 m); 2: Shallow sea (100–200 m); 

3: Shallow sea (less than 25 m); transitional sedimentation areas: 4: Coastal plain temporary 

flooded by sea (flood plain, lacustrine and swamp, channel, deltaic, offshore bar, beach 

deposits); continental sedimentation areas: 5: Lowland outwash plain (river, flood plain, lake 

sediments, etc.); 6: Depositional outwash plain; scour areas: 7: High plain (outwash land), 

8: Low mountains 

Палеогеографические построения на момент 

накопления верхнеюрских отложений, по мнению 

авторов, наиболее качественно выполнены в 

Новосибирском институте нефтегазовой геологии 

и геофизики на основе комплексного палеонтологостратиграфического, 

литологического, геохимического 

изучения керна глубоких скважин и естественных 

обнажений горных пород, а также детальных 

сейсмостратиграфических анализов (рис. 3). 

Из рис. 3, а видно, что отличительными чертами 

географии оксфордского века являлось 

преобладание области морского осадконакопления 

преимущественно мелкого моря. В южной и 

центральной частях Западной Сибири климат был 

семиаридный, на севере региона господствовали 

гумидные условия. В северо-восточной части 

мелководно-морской зоны, включающей 

непосредственно отложения Пур-Тазовской НГО, 

формировались пески, алевриты и глины сиговской 

In the authors’ view, 

the best quality 

paleogeographic 

plotting maps covering 

the period of the 

Upper Jurassic deposit 

accumulation are those 

of the Novosibirsk 

Petroleum Geology 

and Geophysics 

Institute. They are 

based on integrated 

paleontological and 

stratigraphic, lithologic, 

and geochemical 

surveys of the deep 

well core samples and 

natural rock outcrops 

along with detailed 

seismic stratigraphic 

analyses (Fig. 3). 

Fig. 3 shows the 

distinctive features 

of the Oxfordian age 

geography in the 

prevailing marine 

sedimentation, and 

mainly in the shallows. 

The climate in the 

southern and middle 

part of the Western 

Siberia was semi-arid 

with prevailing humid 

conditions in the north. 

The Sigovo Suite sand, 

silt, and clay with numerous inclusions of marine fauna 

residues developed in the north east part of the shallow 

sea water area, immediately including the Pur-Tazov oil 

and gas bearing area deposits. In the late Oxfordian age 

long-term transgression commenced, the largest in the 

entire Jurassic period. 

The Late Jurassic transgression reached its maximum in 

the Volgian age (see Fig. 3 б). During the Volgian age, the 

sea occupied most of the Western Siberian geo-syneclise. 

The basin continued intensively and asymmetrically to sag. 

The deposits of the Bazhenov Suite, was later to became 

the major oil source formation for the entire Western Siberia, 

accumulated in the middle part of the region [2]. The Yanov 

Stan Suite of finely dispersed and silty clay types evolved in 

the basin’s north east during the Volgian age. 

Discussion 

Seismic facies and paleotectonic survey, as well as the 

geophysical survey and core sample results were carried 



EXPLORATION 

свиты с многочисленными остаками морской фауны. 

В конце позднего оксфорда началась самая крупная 

за весь юрский период длительная трансгрессия. 

В волжском веке позднеюрская трансгрессия в 

Сибири достигла максимума (см. рис. 3, б). Морская 

акватория в волжское время заняла территорию 

большой части Западно-Сибирской геосинеклизы. 

Бассейн продолжал интенсивно и асимметрично 

прогибаться. В центральной части региона 

накапливались отложения баженовской свиты, 

ставшей в дальнейшем основной нефтематеринской 

толщей для всей Западной Сибири [2]. На северовостоке 

бассейна в волжское время развитие 

получила яновстанская свита, представленная 

тонкоотмученными и алевритовыми разностями глин. 

Анализ результатов 

проведенных исследований 

С целью построения концептуальной модели 

верхнеюрского комплекса были выполнены 

сейсмофациальные и палеотектонические исследования, 

а также проанализированы результаты геофизических 

исследований скважин и анализа отобранного керна. 

ВОССОЗДАНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ 

КАЖДОГО ИЗ ПЛАСТОВ ВЕРХНЕЮРСКОГО 

КОМПЛЕКСА СТАЛО ВОЗМОЖНЫМ ПОСЛЕ 

ПРОВЕДЕНИЯ ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ 

РЕКОНСТРУКЦИЙ. АНАЛИЗ ТОЛЩИН ПОЗВОЛИЛ 

ОПРЕДЕЛИТЬ ФАЦИАЛЬНЫЕ ОБСТАНОВКИ 

И УСЛОВНО ЗАКАРТИРОВАТЬ ГРАНИЦЫ 

ФАЦИАЛЬНЫХ ЗОН. 

Согласно схеме структурно-фациального 

районирования отложений келловея и верхней юры 

Западной Сибири [3] Пур-Тазовская НГО охватывает 

сразу три фацильные области: Фролово-Тамбейскую, 

Пурпейско-Васюганскую и Тазо-Хетскую. 

В данной статье рассмотрены преимущественно 

наименее изученные верхнеюрские отложения самой 

восточной Тазо-Хетской структурно-фациальной 

области. В стратиграфическом отношении 

верхнеюрские отложения изучаемой области 

представлены яновстанской и сиговской свитами. 

Для построения модели отложений верхнеюрского 

комплекса в восточной части Западно-Сибирского 

бассейна было принято решение двигаться от 

«общего к частному»: сначала изучить строение 

комплекса на всей территории региона, затем 

делать выводы об условиях его формирования и 

особенностях изучаемого района. С этой целью 

был проанализирован весь объем геологической 

информации, а также результаты детальных и 

out in the aims of developing a conceptual model of the 

Upper Jurassic complex. 

RE-CREATION OF THE FORMING PROCESSES FOR 

EACH LAYER IN THE UPPER JURASSIC COMPLEX 

WAS MADE POSSIBLE BY PALEOTECTONIC 

RECONSTRUCTION. DENSITY ANALYSIS HELPED 

TO IDENTIFY THE FACIES ENVIRONMENT AND THE 

APPROXIMATE MAPPING OF THE FACIES ZONE 

BOUNDARIES. 

As shown in the structural facies zoning diagram for the 

Callovian and Upper Jurassic deposits in the Western 

Siberia [3], the Pur-Tazov oil and gas bearing area 

encompasses as many as three facies areas: the Frolov 

Tambey, Purpey Vasyugan, and Taz Khet areas. 

This article predominantly covers the least researched 

Upper Jurassic deposits of the easternmost Taz Khet 

structural facies area. From a stratigraphic point of view, 

the Upper Jurassic deposits in this area belong to the 

Yanov Stan and Sigovo Suites. In order to construct a 

sedimentation model for the Upper Jurassic complex 

in the east part of the Western Siberia basin, it was 

decided to rely on the top down approach: to study the 

complex structure within the entire area first, and then 

drawn conclusions about its forming mechanisms and the 

distinctive features of the area in question. To this end, a 

full scope of the geological information and the detailed 

and regional seismic survey results was studied. 

One of the distinctive features of the Upper Jurassic 

deposits identified in this area is the increase in their total 

density with increased sandiness in the east direction at 

the transition from the Purpey Vasyugan facies area to 

the Taz Khet facies area. The seismic data interpretation 

also suggests that chronological thicknesses sharply 

rise to east, within the considered region, and a large 

number of non-elongated reflections appear between 

the reflecting interfaces adjacent to the Upper Jurassic 

complex boundaries. 

The major difficulty in constructing a regional model 

for the Upper Jurassic layers lies in the varying levels 

of knowledge about them. The Group Yu1 Vasyugan 

Suite layers in the middle of the area with the greatest 

oil and gas bearing potential have been relatively well 

studied. However, permeability and porosity, the forming 

mechanisms, and the distribution pattern of the Upper 

Jurassic layers in the Taz Khet facies area where they 

feature the Sigovo and Yanov Stan deposits are in general 

under-researched. 

A distinctive feature of the Georgiev and Bazhenov horizon 

is the way in which they change; their thickness increases 

to the east while the interlayer bitumen impregnation falls. 



31


региональных сейсморазведочных работ. 

Одна из выявленных особенностей верхнеюрских 

отложений изучаемого региона – возрастание их 

общих толщин с увеличением песчанистости разреза 

в восточном направлении при переходе от Пурпейско- 

Васюганской к Тазо-Хетской фациальной области. По 

результатам интерпретации данных сейсморазведки 

также отмечается резкое увеличение временных 

толщин рассматриваемого интервала на восток и 

появление большого числа непротяженных отражений 

между отражающими горизонтами, сопряженными с 

границами верхнеюрского комплекса. 

Основная сложность в построении региональной 

модели верхнеюрских пластов связана с разной 

степенью их изученности. Наиболее перспективные 

с точки зрения нефтегазоносности пласты группы 

Ю1 васюганской свиты в центральной части 

региона изучены достаточно хорошо. В то же 

время фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), 

условия формирования и характер распространения 

верхнеюрских пластов Тазо-Хетской фациальной 

области, где они представлены отложениями 

сиговской и яновстанской свит, изучены в большей 

степени поверхностно. 

Отмечается также особенность изменения строения 

георгиевского и баженовского горизонтов, толщина 

которых в восточном направлении увеличивается, а 

битуминозность прослоев уменьшается. На востоке 

To the east of Western Siberia, the Georgiev 

Suite changes into the deposits of the Yanov Stan 

Suite with its section featuring the YaN1-6 sand layers; 

they are also characterized by a regional increase in 

the number of clayish formations from east to west, up 

to their full disappearance resulting in lower total suite 

thickness [4]. 

Within conceptual modeling, a detailed correlation has 

been developed for the Upper Jurassic complex using 

wells located in different parts of the Taz Khet and 

Purpey Vasyugan lithologic and facies areas. Presumed 

isochronal boundaries were used to track the layers, 

while taking cyclogenesis into account [5]. This allowed 

the conclusion that the Group Yu1 layers within the 

Vasyugan Suite and the Group SG within the Sigovo 

Suite developed in varying facies conditions, but within 

the framework of a single sedimentation cycle. The 

Yanov Stan Suite deposits developed in an environment 

characterized by sea progradation with simultaneous 

accumulation of Georgiev and Bazhenov clay. 

Recreating the formation processes for each layer of 

the Upper Jurassic complex was made possible by 

paleotectonic reconstruction [6]. Thickness analysis allowed 

the identification of the facies environment and approximate 

mapping of the facies zone boundaries (Fig. 4). 

According to regional concepts about the Western 

Siberia structure, early in the Upper Jurassic 

Рис. 4. Карта толщин верхнеюрского нефтегазоносного комплекса (а), палеогеографическая схема Западной 

Сибири (б) и схематичный палеофациальный разрез верхней юры (в) 

Fig. 4. Thickness map for the Upper Jurassic oil and gas bearing complex (а), paleogeographic sketch map of Western 

Siberia (б), and a schematic Upper Jurassic paleofacies cross-section (в) 



EXPLORATION 

Западной Сибири георгиевская свита переходит 

в отложения яновстанской, в разрезе которой 

выделяются песчаные пласты ЯН1-6, для них 

также характерно региональное увеличение доли 

глинистых образований с востока на запад, вплоть до 

полного исчезновения и, как следствие, уменьшение 

суммарной толщины свиты [4]. 

В рамках концептуального моделирования была 

выполнена детальная корреляция верхнеюрского 

комплекса по скважинам, расположенным в 

различных частях Тазо-Хетской и Пурпейско- 

Васюганской литолого-фациальных областей. 

Для прослеживания пластов использовались 

предполагаемые изохронные границы с учетом 

циклогенеза [5]. Это позволило сделать вывод 

о том, что пласты групп Ю1 васюганской и СГ 

сиговской свит формировались в разных фациальных 

остановках, но в течение одного седиментационного 

цикла. Отложения яновстанской свиты 

формировались в условиях проградации морского 

бассейна одновременно с накоплением георгиевских 

и баженовских глин. 

Воссоздание условий формирования каждого из 

пластов верхнеюрского комплекса стало возможным 

после проведения палеотектонических реконструкций 

[6]. Анализ толщин позволил определить фациальные 

обстановки и условно закартировать границы 

фациальных зон (рис. 4). 

Согласно региональным представлениям о строении 

Западной Сибири основной источник сноса к 

началу формирования верхнеюрского комплекса 

находился на востоке и юго-востоке. Осадки 

постепенно сносились в бассейн седиментации 

речными и флювиальными потоками. Основная масса 

привносимого материала, попадая в морскую среду 

осадконакопления, практически сразу оседала, 

формируя значительные по толщине песчаные 

отложения нижнего пляжа и предпляжевых фаций, 

что нашло свое отражение на форме кривых 

каротажных диаграмм сиговской свиты. Более 

мелкозернистый материал уносился в глубь бассейна 

седиментации, формируя отложения васюганской 

свиты, широко представленные в центральной части 

Западно-Сибирской синеклизы фациями переходной 

зоны и мелководного шельфа. Подобное направление 

сноса подтверждается керновым материалом, анализ 

которого показал значительное увеличение глинистых 

фаций в васюганской свите относительно сиговской. 

В результате наступившей в конце оксфордского 

времени обширной трансгрессии Западно- 

Сибирского бассейна привнос песчаного 

материала на изучаемую территорию временно 

development process, the main provenance area 

was located in the east and south east. Sediments 

gradually moved to the sedimentation basin with the 

river and fluvial flow. Once in the marine sedimentation 

environment, the majority of the material almost 

immediately settled, thus forming thick sand deposits 

in the foreshore and pre-shore facies, as reflected by 

the log curve shape of the Sigovo Suite. More finely 

grained material was carried up the sedimentation 

basin, thus forming the Vasyugan Suite deposits widely 

featured in the middle of the Western Siberia syneclise, 

as the transitional area and shallow sea shelf facies. 

This flow direction is evidenced by the core sample 

material, the analysis of which revealed a notable 

increase in the Vasyugan Suite clay facies versus the 

Sigovo Suite. As a result of a massive Western Siberia 

basin transgression in the late Oxfordian age, the sand 

material supply to the area was interrupted. Thus, 

the sand layers in the Upper Jurassic deposits within 

this area developed in regressive-transgressive 

conditions when the sedimentation basin grew slowly; 

the facies zones shifted forwards relative to the 

sea movement; and the sandy sediment sequence 

appeared in the section. 

A distinctive feature of the regional structure of deposits 

in the Upper Jurassic is the junction zone between the 

Purpey Vasyugan and Taz Khet areas which serves 

as a hypothetic lithologic and facies screen for coeval 

deposits in the complex in question. In this zone the 

beach particles change into the sea shelf particles in 

the Sigovo and Vasyugan Suites, which itself serves as 

a lithologic boundary to prevent the sand layers within 

the Yanov Stan Suite from spreading (see Fig. 4). 

Based on their research, the authors have identified a 

range of crucial patterns for the Upper Jurassic deposits: 

» The regional provenance area for the sedimentation 

material of the sedimentary mantle deposits in the 

Taz Khet structural facies area was the Siberian 

platform sediments 

» The Upper Jurassic complex deposits within the Taz 

Khet structural facies area are of coastal genesis 

» The Oxfordian and Kimmeridgian sand deposit 

thickness successively rises from the middle part of 

Western Siberia to its eastern edge 

» The net-to-gross sand ratio for the Upper Jurassic 

complex increases in the east direction 

» The permeability and porosity of the Upper Jurassic 

reservoirs improve from the middle of the Western 

Siberia oil and gas bearing area to its east 



33


прекратился. Таким образом, песчаные пласты 

верхнеюрских отложений на изучаемой территории 

формировались в регрессивно-трансгрессивных 

условиях постепенного расширения бассейна 

седиментации, при котором фациальные зоны 

смещаются в прямом направлении по отношению 

к движению моря и в разрезе наблюдаются 

опесчаненные серии осадков. 

Особенностью регионального строения отложений 

верхней юры является зона сочленения 

Пурпейско-Васюганской и Тазо-Хетской областей, 

выступающая условным литолого-фациальным 

экраном для одновозрастных отложений 

изучаемого комплекса. 

Она предстваляет собой зону перехода из 

пляжевых фракций в шельфовые для сиговской 

и васюганской свит и служит литологической 

границей распространения песчаных пластов 

яновстанской свиты (см. рис. 4). 

По результатам выполненных исследований 

авторами удалось выявить несколько очень важных 

закономерностей для отложений верхней юры: 

» региональным источником сноса осадочного 

материала для отложений осадочного чехла 

Тазо-Хетского структурно-фациального района 

(СФР) являлись осадки Сибирской платформы; 

» отложения вернеюрского комплекса в пределах 

Тазо-Хетского СФР имеют прибрежно-морской 

генезис; 

» толщина песчаных отложений оксфордкемериджского 

возраста постепенно возрастает от 

центральной части Западной Сибири к ее 

восточному борту; 

» коэффициент песчанистости верхнеюрского 

комплекса увеличивается в восточном направлении; 

» ФЕС верхнеюрских коллекторов улучшаются от 

центра на восток Западной Сибирской НГО. 

СНИЖЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ 

НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЕЙ И ДИВЕРСИФИКАЦИЯ 

ИНВЕСТИЦИОННЫХ ВЛОЖЕНИЙ В ГРУППУ 

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДЕЛАЮТ КОМПЛЕКСНЫЕ 

ПРОЕКТЫ В ТАЗО-ХЕТСКОМ СФР ДОСТАТОЧНО 

ПРИВЛЕКАТЕЛЬНЫМИ 

Приведенные выше особенности строения 

верхнеюрского комплекса можно рассматривать в 


THE REDUCTION IN SUBSURFACE UNCERTAINTY AND 

THE DIVERSIFICATION OF INVESTMENTS IN FIELD 

CLUSTER MAKE INTEGRATED TAZ KHET STRUCTURAL 

FACIES AREA PROJECTS QUITE APPEALING. 

The above distinctive features of the Upper Jurassic 

complex structure may have both a positive and negative 

impact on hydrocarbon deposit forming within the 

boundaries of the area under study. This, in the author’s 

opinion, is quite logical. 

The seemingly positive impact of improved reservoir 

properties or a boost in net-to-gross ratio at the project 

site, in particular, leads to unrestricted hydrocarbon 

migration from the lower laying to the upper laying 

formation. At the same time, widespread cap rock seal 

sanding and irregular thickness negatively influence the 

deposit formation and preservation in the Taz Khet area. 

Lack of source rock in the lithologic and stratigraphic 

section also has a negative role in creating deposits of 

the Taz Khet area. Indeed, according to the regional 

process of catagenesis, the organic matter at the top 

of the Upper Jurassic deposits in the Western Siberia 

within the area under study, went through an early stage 

of mesocatagenesis only, and was unable to generate 

sufficient hydrocarbons to fill all potentially promising 

traps within the Taz Khet structural facies area. It is 

probably that most hydrocarbons emerged in the 

middle part of the basin and then partially migrated to 

its east, where they filled the possible traps. 

Summarizing the above, the promising Upper Jurassic 

complex deposits within the Pur-Tazov oil and gas 

bearing area appear to possess high subsurface risks in 

terms of creating hydrocarbon deposits. 

Exploration for unique or large oil fields in this area 

is unlikely to be successful. More probable is the 

discovery of a large number of small, very small and 

a certain number of medium-sized fields. It should 

be noted that the almost perfect compliance of 

probabilistic methods used here demonstrates the 

correct use of methodology and the high quality of the 

results obtained. 

Conclusion 

It is possible to assess the investment potential of the 

Taz Khet structural facies area, using the Gazprom Neft 

classification for exploration and production as a basis 

(see Fig. 5). We will review the case for exploration 

and bringing into production the local oil fields at the 

eastern edge of the Western Siberia. First, we should 

consider the high subsurface risks mentioned above, 

which magnify the subsurface uncertainty; secondly, the 


EXPLORATION 

качестве как положительных, так и отрицательных 

факторов для формирования залежей 

углеводородов в пределах изучаемой территории, 

что, на взгляд авторов, является более логичным. 

Положительный, на первый взгляд, фактор – 

улучшение коллекторских свойств, а именно: 

значительное повышение коэффициента 

песчанистости в районе работ приводит 

к свободной миграции углеводородов из 

нижележащих в вышележащие пласты. В то же 

время повсеместное опесчанивание флюидоупоров 

и невыдержанность их по толщине негативно влияет 

на формирование и сохранность залежей в Тазо- 

Хетском районе. 

Еще одним негативным фактором образования 

залежей в Тазо-Хетском районе является 

отсутствие в литолого-стратиграфическом 

разрезе нефтематеринских пород. Так, согласно 

региональной схеме катагенеза органического 

вещества (ОВ) в кровле верхнеюрских отложений 

Западной Сибири в границах территории 

исследований ОВ подвергалось только ранней 

стадии мезокатагенеза и не могло сгенерировать 

достаточное количество углеводородов для 

наполнения всех потенциально перспктивных 

ловушек в пределах Тазо-Хетского СФР. 

Вероятно, основная масса углеводородов была 

образована в центральной части бассейна и 

частично мигрировала на восток, где заполняла 

потенциальные ловушки. 

Резюмируя вышесказанное, можно сделать вывод, 

что потенциальные отложения верхнеюрского 

комплекса в пределах Пур-Тазовской НГО имеют 

высокие геологические риски с точки зрения 

формирования залежей углеводородов. 

Поиск уникальных и крупных месторождений на 

территории исследования маловероятно увенчается 

успехом. Более вероятно открытие большого 

числа мелких, очень мелких и некоторого числа 

среднеразмерных месторождений. Необходимо 

отметить, что практически идеальная сходимость 

используемых методов вероятностной оценки 

свидетельствует о методической правильности их 

применения и качестве полученных результатов. 

Заключение 

Оценить целесообразность инвестиционных 

вложений в проекты Тазо-Хетского СФР можно, 

взяв в качестве основы применяемую в компании 

«Газпром нефть» категоризацию в сфере 

разведки и добычи (рис. 5). Рассмотрим вариант 

с поиском и вовлечением в разработку локальных 

Investment / profit 

Uncertainty 

Рис. 5. Категоризация проектов [7] 

Fig. 5. Project classification [7] 

Development of the local 

fields within the Taz Khet 

structural facies area 

группы 

Development of the field 

cluster within the Taz Khet 

structural facies area 

low likelihood for discovering large or unique oil fields 

dramatically reduces the chance of making a high profit; 

and thirdly, the area’s infrastructure is poorly developed. 

Therefore, the development of local fields within the 

Taz Khet structural facies area appears to hold little 

promise from the point of view of the investment project 

evaluation matrix. 

In the author’s opinion, the only way to bring the 

resources of the area under study into production is to 

develop integrated field cluster projects. A large part 

of the investments required for such projects would 

be allocated for exploration. Significant investments in 

exploration will reduce subsurface risks and thus limit 

uncertainty. The discovery of a small to medium oil field 

cluster, which is quite likely, will provide considerable 

reserves, and its development will increase profit. In 

place of local field development, regional infrastructure 

centres are proposed which will support hydrocarbon 

transportation and operation for a number of small 

and medium oil fields. In this way, the reduction of 

subsurface uncertainty and the diversification of 

investments in the field cluster make the integrated Taz 

Khet structural facies area projects quite appealing. 

References 

1. Nezdanov A. A. (2004). Geoseismic Analysis of the 

Gas and Oil Bearing Deposits in the Western Siberia to 

Forecast and Map the and HC Deposits (Geological and 

mineralogical science doctoral dissertation). Tyumen 

2. Kontorovich A. E., Kontorovich V. A., Ryzhkova S. V. et 

al. (2013) Jurassic Paleogeography in the Western Siberia 

Sedimentary Basin. Geology and Geophysics, Vol. 54 

(Issue 8), 972–1012. 

3. SNIIGGiMS. (2004). Resolution of the 6th 

Interdepartmental Stratigraphic Meeting for Review 

and Adoption of the Refined Stratigraphic Diagrams 



35


месторождений восточного борта Западной 

Сибири. Во-первых, стоит обратить внимание 

на упомянутые выше высокие геологические 

риски, значительно повышающие геологические 

неопределенности, во-вторых, низкая вероятность 

открытий крупных и уникальных месторождений 

существенно снижает шанс получения высокой 

экономической прибыли, и в-третьих, в районе очень 

слабо развита инфраструктура. 

Таким образом, в матрице оценки инвестиционных 

проектов разработка локальных месторождений 

Тазо-Хетского СФР выглядит малоперспективной. 

Единственным, по мнению авторов, способом 

вовлечения ресурсов изучаемого района в 

разработку может быть создание комплексных 

проектов на группу месторождений. В подобных 

проектах значительную часть инвестиций 

должны составлять геолого-разведочные 

работы (ГРР). Значительные вложения в ГРР 

на первых этапах позволят существенно 

минимизировать геологические риски и тем 

самым снизить неопределенности. Открытие 

группы мелких и средних месторождений, 

вероятность существования которых 

достаточно высока, способно обеспечить 

значительные запасы, а их разработка – 

приумножить прибыль. Вместо обустройства 

локальных месторождений предлагается 

создание региональных инфраструктурных 

центров, позволяющих обеспечить транспорт 

углеводородов и эксплуатацию нескольких мелких 

и средних месторождений. Таким образом, 

снижение геологических неопределенностей 

и диверсификация инвестиционных вложений 

в группу месторождений делают комплексные 

проекты в Тазо-Хетском СФР достаточно 

привлекательными. 

Список литературы 

1. Нежданов А.А. Сейсмогеологический анализ 

нефтегазоносных отложений Западной Сибири для 

целей прогноза и картирования неантиклинальных 

ловушек и залежей УВ: дис… д-ра геол.-мин. наук. – 

Тюмень, 2004. 

2. Палеогеография Западно-Сибирского 

осадочного бассейна в юрском периоде / А.Э. 

Конторович, В.А. Конторович, С.В. Рыжкова [и 

др.] // Геология и геофизика. 2013. – Т. 54. – № 8. 

– С. 972–1012. 

for the Mesozoic Deposits of the Western Siberia. 

Novosibirsk, 114 p. 

4. Ampilov Yu. P. (2008). From Seismic Interpretation 

to Modeling and Evaluation of Oil and Gas Fields. 

Moscow: Spektr, 384 p. 

5. Muromtsev V. S. (1984). Electrometric Geology of 

Sand Bodies, Lithologic Oil and Gas Traps. Moscow: 

Nedra, 260 p. 

6. Neyman V. B. (1984). Theory and Methodology of 

Paleotectonic Analysis. Moscow: Nedra, 80 p. 

7. Khafizov S. F., Istomina I. V., Bochkov A. S. et al. 

(2015). Guidelines for Exploration. Izhevsk: Computer 

Research Institute, 288 p. 

Authors of the article: M.V. Bukatov, S. V. Mikhailova, 

Gazprom Neft Research and Development Centre 

(Gazprom Neft NTC, LLC). 

Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine 

мезозойских отложений Западной Сибири. – 

Новосибирск: СНИИГГиМС, 2004. – 114 с. 

4. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к 

моделированию и оценке месторождений нефти и 

газа. – М.: Спектр, 2008. – 384 с. 

5. Муромцев В.С. Электрометрическая геология 

песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. 

– Л.: Недра, 1984. – 260 с. 

6. Нейман В.Б. Теория и методика 

палеотектонического анализа. – М.: Недра, 1984. 

– 80 с. 

7. Методическое руководство по проведению геологоразведочных 

работ // С.Ф. Хафизов, И.В. Истомина, 

А.С. Бочков [и др.]. – Ижевск: Институт компьютерных 

исследований, 2015. – 288 с.0. 

Авторы статьи: М.В. Букатов, С.В. Михайлова Научно- 

Технический Центр «Газпром нефти» 

(ООО «Газпромнефть НТЦ»). 

Материал любезно предоставлен компанией ПАО 

«Газпром нефть» и журналом «PROнефть». 

3. Решение 6-го Межведомственного 

стратиграфического совещания по рассмотрению 

и принятию уточненных стратиграфических схем 



EXPLORATION 



37

БУРЕНИЕ 

ЛУКОЙЛ: Первые Интеллектуальные 

Двуствольные Скважины TAML5 на 

Месторождении им. В. Филановского 

LUKOIL: First Intelligent Multilateral 

TAML5 Wells on the 

V. Filanovsky Field 

М. Ю. Голенкин: ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» 

А. С. Латыпов, C. А. Шестов, И. А. Булыгин, А. М. Хакмедов: Шлюмберже 

П 

ервые интеллектуальные двуствольные скважины 

на месторождении им. В. Филановского - это 

яркий пример того, как новые технологии помогают 

оптимизировать затраты и, благодаря увеличению 

охвата дренируемых запасов, повысить дебиты 

скважин. Двуствольная геометрия скважины, 

с возможностью одновременно отслеживать и 

контролировать каждый ствол по-отдельности, 

способствует оптимизации работы скважины, 

продлению периода безпроблемной эксплуатации 

скважины и вносит вклад в увеличение накопленной 

добычи с месторождения. Статья акцентирует 

внимание на конструкции скважин, выполнении работ 

и результатах эксплуатации скважин. 

Работа была проделана в несколько этапов: 

1. Компания ЛУКОЙЛ выбрала конструкции скважин 

для минимизации затрат и достижения целевых 

показателей по добыче и коэффициенту 

извлечения нефти. 

2. Компания ЛУКОЙЛ опробовала технологии по 

строительству двуствольных интеллектуальных 

Mikhail Yurievich Golenkin: «LUKOIL-Nizhnevolzhskneft» LLC 

Artur Latypov, Sergei Shestov, Igor Bulygin, Azat Khakmedov: Schlumberger 

T 

he first Intelligent multilateral TAML5 wells on the V. 

Filanovsky Field are a great example of how new 

technologies are helping to optimize CAPEX, and thanks 

to a higher productivity index, achieving higher production 

rates. Multilateral well geometry combined with an ability 

to monitor and control each leg separately helps to 

optimize flow patterns, prolongs well life and contributes 

to a higher cumulative production. The paper focuses on 

well design, project execution and production results. 

To achieve the results, the work was conducted in 

several phases: 

1. Choose a well design which would optimize CAPEX 

and reach production and recovery targets. 

2. Perform two trial jobs on an existing mature field to 

learn about the technology and to prove the concept. 

3. Use the experience gained on the trial jobs to optimize 

the requirements, well design and procedures. 

4. Execute the job, control and manage the execution to 

ensure compliance to the plan. 

5. Review the first production results and estimate 

benefits obtained from the project. 

38 



DRILLING 

скважин на зрелом месторождении имени Ю. 

Корчагина. 

3. На основе полученного опыта, проект разработки 

месторождения им. В Филановского был дополнен 

и обновлен. 

4. В начале 2017 года были пробурены две первые 

интеллектуальные двуствольные скважины. 

5. По результатам ввода в эксплуатацию был 

проведен анализ ключевых параметров работы 

скважин и оценена целесообразность 

строительства двуствольных скважин на проекте. 

Статья описывает все шаги, фокусируясь 

на процедуре установки внутрискважинного 

оборудования, извлеченных уроках и обзоре 

результатов работы скважины. 

В результате проделанной работы компания ЛУКОЙЛ 

успешно пробурила две первые интеллектуальные 

двуствольные скважины на месторождении им. В. 

Филановского, дебиты которых оказались выше 

на 20-60% по сравнению с дебитами соседних 

горизонтальных скважин. Эти первые скважины 

в очередной раз показали, что современные 

интеллектуальные многоствольные технологии 

являются достаточно зрелыми, чтобы обеспечивать 

стабильные результаты. Ввод скважин в эксплуатацию 

показал, что их фактические дебиты совпадают с 

расчетными. Все это в очередной раз показывает, 

что конструкция интеллектуальных многоствольных 

скважин обеспечивает ряд преимуществ, таких как 

экономия слотов на платформе, более высокие 

дебиты скважин, ускоренный прирост добычи, и может 

способствовать увеличению общей накопленной добычи 

на месторождении. 

Введение 

Широко принято мнение, что бурение многоствольных 

скважин является настолько рискованным, что нет 

смысла рассматривать двуствольные технологии для 

применения в разработке реальных месторождений. 

Цель статьи - показать, что многоствольные технологии 

успешно применяются для практических нужд, принося 

значительные выгоды для проекта. В частности, на 

месторождении им. В. Филановского интеллектуальные 

двуствольные скважины помогают увеличить дебиты 

нефти, снижают капитальные затраты и способствуют 

увеличению накопленной добычи. 

Существуют проекты, где все месторождение 

разрабатывается двух- и трёхствольными 

скважинами. Обычно основной причиной для 

использования многоствольных скважин является 

сложный пласт, который не получается эффективно 

разработать обычными скважинами. Например, 

месторождение Vincent (Nettleship и др. 2014) 

This paper describes all the steps focusing mainly on 

installation procedure, execution and production results 

review. 

As a result of the work done, LUKOIL successfully 

installed two first intelligent TAML5 completions on the 

V. Filanovsky field and achieved ~20%-60% higher 

production than on nearby single bore wells (up to 38000 

bpd). This first wells proved that the contemporary 

intelligent and multilateral completion technologies are 

mature enough to deliver consistent results. Production 

results showed that the actual productivity index 

matches the predicted results. This proved that intelligent 

multilateral well design enables many benefits, such 

as slot preservation, higher productivity indices, faster 

production buildup and can facilitate reaching higher 

cumulative production from the field. 

The paper describes the introduction of complex 

intelligent multilateral well design. This practical 

example can be used for future reference by drilling and 

production focused petroleum industry professionals 

to better understand benefits and limitations of existing 

technologies. Actual production result can also be used as 

a benchmark for field development planning. 

Introduction 

There is still a generally accepted opinion, that multilateral 

wells are risky to drill, that there is no practical point 

to consider multilateral technologies for real life field 

development planning. The goal of this paper is to 

show that multilateral technologies can be successfully 

applied for practical needs, bringing significant benefits 

for the project. Specifically, for V. Filanovsky project 

intelligent TAML5 multilateral wells help to reduce capital 

investments, maximize production rates and contribute to 

increase of total recovery. 

There are projects, where the whole field is developed 

with bilateral and trilateral wells. The main driver for 

multilateral wells is normally a complex reservoir, which 

cannot be developed efficiently with conventional wells. 

For example, the Vincent field (Nettleship et al. 2014) 

is deep water heavy oil reservoir, where conventional 

wells do not provide sufficient reservoir coverage and 

productivity, so multilateral wells were used to improve the 

well productivity index, maintaining capital expenditures 

at a reasonable level. Another example is the Korchagin 

field, (Shestov et al. 2015; Ruzhnikov et al. 2016; Eliseev 

et al. 2016) an oil rim reservoir with active gas cap, 

which requires strategic well placement and drawdown 

management to achieve target oil recovery. 

The V. Filanovsky field, where two first intelligent bilateral 

wells were drilled, is a long anticline trap complicated 

by series of faults, which divide the reservoir into several 

semi-connected blocks. The main Lower Cretaceous 



39


Рис. 1. Карта месторождения им. В. Филановского 

Fig. 1. Filanovsky Phase 1 map 

Рис. 2. Первые интеллектуальные двуствольные скважины на месторождении им. Ю. Корчагина 

Fig. 2. First Intelligent TAML5 wells on Korchagin Field 

представляет собой слабосцементированный 

коллектор, насыщенный высоковязкой нефтью. 

Обычные горизонтальные скважины не позволяли 

экономически эффективно охватить пласт бурением 

и обеспечить необходимые уровни добычи. 

Многоствольные скважины позволили увеличить 

дебиты скважин, удерживая капитальные 

затраты на разумном уровне. Другой пример, 

месторождение им. Ю.Корчагина, (Шестов и др. 

2015; Ружников и др. 2016; Елисеев и др. 2016) 

представляет собой месторождение с газовой 

шапкой и нефтяной оторочкой. Чтобы достичь 

проектных целей по добыче и коэффициенту 

извлечения нефти, важно очень точно располагать 

горизонтальные стволы между ВНК (водонефтяным 

контактом) и ГНК (газонефтяным контактом). Кроме 

того, необходимо минимизировать депрессию на 


reservoir contains 4 productive beds, separated from 

each other. At field development planning stage the V. 

Filanovsky field’s estimated production rates were ~35000 

barrels per day per well, which made this project critical 

for LUKOIL. 

At the beginning of the field development planning, to 

minimize the number of used slots on the platform, 

the producing wells were designed as dual laterals. To 

minimize risks, producers could be drilled as a single 

bore and then converted to dual laterals. To ensure that 

the technology is mature enough, two trial jobs were 

conducted on the nearby Korchagin field (Figure 1). These 

jobs went smoothly with zero non-productive time related 

to the multilateral operations. This first success proved the 

concept of intelligent multilateral wells from both technical 

and economic standpoint. 


DRILLING 



41


Рис. 3. Конструкция Скважин А и В Fig. 3. Filanovsky well A design. Intelligent TAML5 well 

пласт во избежание преждевременного прорыва 

газа или воды. В этих условиях двуствольные 

скважины позволяют распределять депрессию 

на большую площадь коллектора, тем самым 

отдаляя неизбежные прорывы газа и способствуют 

увеличению накопленной добычи нефти. 

Месторождение им. В.Филановского представляет 

собой антиклинальную ловушку, осложненную серией 

разломов, которые делят коллектор на несколько 

частично-сообщающихся блоков. Основной объект 

разработки, нижнемеловой пласт состоит из четырех 

пропластков разделенных перемычками. На этапе 

проектирования разработки ожидаемые дебиты 

нефти для одноствольных скважин закладывались на 

уровне 2500т/сут, для двуствольных скважин – 4000т/ 

сут, что показывает, насколько важным этот проект 

является для компании ЛУКОЙЛ. 

Для того, чтобы минимизировать количество 

используемых слотов на платформе, все 

добывающие скважины были запланированы как 

двуствольные. Для того чтобы снизить риски и 

обеспечить гибкость в управлении месторождением, 

добывающие скважины могли быть пробурены как 

одноствольные, с возможностью строительства 

второго ствола позже. Чтобы убедиться, что 

технологии достаточно зрелые, были запланированы 

и выполнены две пробные работы на соседнем 

зрелом месторождении им. Ю. Корчагина (Рис. 2) 

(Ружников и др. 2016). Работы прошли без 

инцидентов, без непродуктивного времени, 

связанного с многоствольными операциями. Первые 

успешные работы доказали, что строительство 

интеллектуальных двуствольных скважин имеет 

смысл как с технической, так и с экономической 

точки зрения. 


The first phase of the V. Filanovsky field development 

consisted of 6 producers and 2 injectors. 2 wells were 

planned to be drilled as dual laterals from the start – Well 

A and Well B. 

Well’s A and B were designed to drain the same reservoir 

with two wellbores equipped with sand screens. TAML5 

pressure-tight junctions were used to prevent gas coming 

into casing exit interval in case the sidetrack drilled into a gassaturated 

interval. Intelligent completion strings with pressure 

and temperature gauges and downhole multiposition flow 

control valves allow the monitoring and control of production 

from each leg separately. Above the flow control valves the 

production streams commingle. The main bore liner screens 

are equipped with closable sleeves, which are designed to 

be operated through the upper completion. 

Execution Case Study 

In order to share the practical experience accumulated 

after drilling 4 dual lateral wells, the sequence of the 

operations for multilateral well drilling and completion with 

comments is presented below. 

Production Casing Interval 

There are a series of considerations with regards to the 

production casing interval planning. Best practice is to 

prepare the sidetrack drilling in advance. For the casing 

joints, where window is intended to be cut, centralizers 

are installed not on the middle of the joints, but at the top, 

right below the coupling. Since cement quality is crucial 

for a successful casing exit, normally the lower parts of 

the production casing are planned to be cemented with 

a heavier slurry. To optimize the equivalent circulating 

density, the bottom section of the casing is placed above 

reservoir in a stable shale interval. Apart from that, the 

casing exit points are normally planned to be placed in 

stable rock intervals, preferably non-permeable, to ensure 


DRILLING 



43


Первая фаза разработки месторождения им. В. 

Филановского планируется с использованием бурения 

6 добывающих и 2 нагнетательных скважин. Из них 

2 добывающие скважины было решено пробурить в 

двуствольном исполнении сразу – скважины А и В 

(Рис.1, Рис.3). 

Стволы двуствольных скважин были проложены 

в один и тот же целевой горизонт, каждый ствол 

оборудован противопесочными фильтрами. Фильтры 

основного ствола оборудованы сдвижными втулками 

(муфтами), которые позволяют 

закрывать фильтры с 

помощью инструмента на 

геофизическом кабеле или 

гибких насосно-компрессорных 

трубах без извлечения 

колонны внутрискважинного 

оборудования. Для 

предотвращения попадания 

газа в скважину в 

случае вырезки окна в 

газонасыщенном интервале 

скважины оборудуются 

герметичным узлом разветвления TAML5. Колонна 

внутрискважинного оборудования с датчиками давления 

и температуры и многопозиционными клапанами 

контроля притока позволяет отслеживать состояние 

скважины и контролировать добычу из каждого ствола 

по-отдельности. 

Интервал окна в обсадной колонне, смещенные центраторы 

Casing exit interval, shifted centralizers 

Обзор выполнения работ 

Для того, чтобы поделиться опытом, накопленным в 

процессе подготовки и бурения четырех двуствольных 

скважин, ниже представлено описание процедуры 

строительства скважин с комментариями. 

Бурение интервала под 

эксплуатационную колонну 

При планировании двуствольной скважины важно 

учесть ряд моментов, связанных с бурением 

интервала под эксплуатационную колонну. Для 

той части труб обсадной колонны, где планируется 

вырезать окно, центраторы устанавливаются 

не в середине трубы, а под муфту, с тем, чтобы 

избежать фрезерования окна сквозь центратор. 

Система вырезки окна и узел разветвления имеет 

технологическое ограничение по пространственной 

интенсивности, не более 3⁰/30м. Кроме основной 

точки зарезки выбирается запасная, на 20м выше. 

Хвостовик размещается с перекрытием в 80м и 

окно вырезается на 30м выше хвостовика. Так как 

качество цементирования критически важно для 

успешной вырезки окна, нижний интервал обсадной 

колонны цементируется с использованием более 

тяжелого цементного раствора, чем обычно. С тем, 

hydraulic integrity at the junction once it is installed. The 

casing exit interval has a restricted dog leg severity less 

than 3⁰/100ft. The contingency sidetrack point is normally 

chosen two casing joints above the primary one. As a 

common practice, the main bore liner has 80 meters 

overlap with the production casing, and the window can 

be cut ~30 meters above the liner. For Well A this meant 

that ~130-180 meters at the bottom of production casing 

has to be placed within a 12 meter-thick layer of shales 

(Figure 4). And inside this interval 30 -70 meters must be 

with a dog leg severity less than 3⁰/100ft. 

~130 - 180mtr 

~110mtr 

Пакер 

Packer 

~80mtr 

Рис. 4. Выбор интервала для фрезерования окна 

Fig. 4. Casing exit interval positioning 

Верх хвостовика 

Liner top 

For Well A the project team set up two more requirements. 

Firstly, the casing exit interval must be not only tangent, but also 

below a 90⁰ inclination. Considering that the target bed should 

have inclination of 92-93⁰. The reason for this was there is not 

much of a track record for window milling in angles above 90⁰. In 

addition, this tangent section length was 130 meters to provide 

6 potential sidetrack points. Second, as per the development 

plan, the reservoir had to be penetrated at specific coordinates. 

This means that if the target formation is higher than expected 

or has a higher inclination, the well cannot be shortened. It 

must be drilled with inclination ≥90⁰ whithin the target bed to 

reach target coordinates where the casing TD is planned. 

As a result, the well trajectory was quite complex. 

When the motherbore liner was run later, during the ball 

pumping to release the running string, losses of 50% were 

observed. Flow rate was limited and setting the ball did 

not land the liner running tool as planned. To release the 

liner running tool, it was necessary to drop a sponge ball 

which chased the ball to the seat and helped to release 

running string. In this case the complex well trajectory 

(Figure 5) caused difficulties with the liner run. 

When the next multilateral well (Well B) was planned, all 

requirements were analyzed and ranged. Requirement 

for the tangent section length was reduced from 130m to 

70m. The risk of sidetracking in inclination more than 90⁰ 

was rated as non-critical. After these adjustments Well B’s 

trajectory was significantly smoother (Figure 6) and the 

liner was run, set and released without complications. 

This specific example shows that all the requirements 

and risks must be considered together, then ranged 



DRILLING 

Сильная кривизна, чтобы остаться в проектном пласте 

Интервал набора кривизны 130 м 

Stable Clay Interval ~12m thick 

Интервал стабильных глин мощностью ~ 12 м 

Рис. 5. Траектория нижней части секции под эксплуатационную колонну скважины А. 

Fig. 5. Well A production casing landing trajectory. 

Интервал стабильных глин мощностью ~ 12 м 

Stable Clay Interval ~12m thick 

Интервал набора кривизны 80 м 

Рис. 6. Траектория нижней части секции под эксплуатационную колонну скважины В 

Fig. 6. Well B production casing landing trajectory 

чтобы при цементировании плотность раствора 

не превысила градиент начала поглощения, 

нижняя часть обсадной колонны размещается 

в более устойчивых породах. Для того, чтобы 

избежать обрушения пород в интервале окна после 

вырезки, интервал вырезки также размещается 

в устойчивых породах. Для минимизации риска 

попадания нежелательного флюида (газа или 

воды) из интервала окна, по возможности окно 

вырезается в непроницаемых породах. В случае с 

месторождением им. В. Филановского всем этим 

требованиям соответствует глинистый интервал над 

целевым коллектором. 

Обобщая требования к траектории, 130м-180м 

нижней части эксплуатационной колонны должны 

быть установлены в 12-метровой глинистой 

перемычке. Интервал вырезки окна длиной 30м-70м 

должен быть пробурен с пространственной 

интенсивностью не более 3⁰/30м. 

according to their critical level. The final plan must be a 

compromise between the overall minimal risk/deviation 

from the required plan. In this specific case the redundant 

contingency casing exit points and non-critical trajectory 

features were sacrificed to simplify the well trajectory and 

to minimize the risks during liner deployment. 

Setting the Anchor Packer with an Isolation Valve 

and Checking Orientation 

Once the first lateral is drilled and completed as usual, 

multilateral operations start. First step is to set the anchor 

packer assembly to isolate the main bore and to create a 

foundation for the window milling and junction installation. 

The whipstock for the casing exit uses an anchor packer 

as an anchoring and orienting device, and later the 

multilateral junction is installed into the same packer. 

To adjust the high side orientation of the window, the 

orientation of the packer can be measured during a 

separate run. A good alternative to that is to use a slim 



45


Для скважины А 

потенциальный интервал 

вырезки (4) был удлинен, 

чтобы обеспечить до 6 

запасных точек для вырезки 

окна. Кроме того, так 

как вырезка окна обычно 

производится в интервале 

с зенитным углом менее 

90⁰, интервал под вырезку 

было решено пробурить не 

превышая 90⁰. Сам пласт залегает с углом 92⁰-93⁰. 

В результате траектория в нижней части секции 

эксплуатационной колонны 

получилась довольно 

сложной. После спуска 

хвостовика в основной ствол 

при прокачке шара для 

отсоединения спускового 

инструмента, было получено 

поглощение до 50%. Для 

контроля поглощения расход 

был ограничен и шар не получилось докачать до 

седла. Для того, чтобы шар дошел до седла, в колонну 

бурильных труб был сброшен губчатый шар, который 

позиционировал установочный шар в седле и позволил 

отсоединить спусковой инструмент гидравлически. 

В случае скважины А сложная траектория (5) стала 

причиной проблем при спуске хвостовика. 

Когда планировалась 

следующая двуствольная 

скважина В, все требования, 

описанные выше, были 

проанализированы 

и отсортированы по 

критичности. Требование к 

длине интервала для вырезки 

окна было сокращено с 130м 

до 70м. Риск вырезки окна в 

участке с углом больше 90⁰ 

был признан низким. После 

того, как требования были 

пересмотрены, траектория 

скважины В получилась 

заметно более гладкой (6) и хвостовик был спущен без 

каких-либо инцидентов. 

Этот пример показывает, что требования, 

ограничения и риски, которые рассматриваются при 

планировании работ, должны быть проанализированы 

в совокупности и отсортированы по важности. 

Финальный план работ должен позволить выполнять 

поставленные задачи с минимумом рисков. В 

данном случае лишние запасные точки вырезки 

Якорный пакер установлен, шаровой клапан 

закрыт и вся система испытана под давлением 

Anchor Packer is set, ballvalve is closed and 

whole system is pressure tested 

Рис. 7. Установка и опрессовка пакера-якоря 

Fig. 7. Anchor packer installation and testing 

MWD tool below the packer setting tool, pre-orient the 

packer into desired high side and then set it. 

Casing Exit 

Рис. 8. Фрезерование окна в обсадной колонне Fig. 8. Casing exit operations 

The window is cut with the use of standard casing 

exit system, compatible with an anchor packer. Good 

practices for such operation are torque control and ROP 

control, especially in lower part of window. The length 

of the rathole drilled should be be minimized to avoid 

wellbore washout and trajectory drop. 

Lateral Bore Drilling and Completion 

Рис. 9. Боковой ствол Fig. 9. Lateral Liner installation 

In general, the drilling is performed as usual. One important 

point is – during the POOH section of ~25 meters where liner 

top is going to be dropped, this is relogged with a logging 

tool. This caliper log is used to place the liner top in a section 

with an ID close to nominal, which facilitates the connection 

of junction and lateral liner later on. 

Lateral Liner 

The lateral liner is deployed to the planned depth and 

dropped in the open hole 7-9 meters below the window. 



DRILLING 

окна и некритичные требования к траектории были 

отброшены для упрощения траектории и минимизации 

рисков при спуске хвостовика. 

Установка пакера-якоря с изоляционным 

клапаном и проверка ориентации 

После того как основной ствол пробурен и обсажен 

обычным порядком, начинаются операции по 

строительству второго ствола. Первый шаг — это 

установка компоновки пакера-якоря для изоляции 

основного ствола и создания якорного механизма для 

вырезки окна и установки узла разветвления. 

Для того, чтобы сориентировать окно в желаемое 

направление, ориентация пакера может быть 

измерена отдельным рейсом с помощью забойной 

телесистемы. Хорошей альтернативой этому рейсу 

может быть использование телесистемы в составе 

компоновки установочного инструмента пакера. 

Это позволяет сориентировать пакер в желаемое 

направление и потом установить его. 

Фрезерование окна 

Окно фрезеруется стандартной системой, 

совместимой с пакером-якорем. При операциях 

важно контролировать момент вращения и 

ограничивать проходку, особенно в нижней части 

окна. Длину шурфа рекомендуется минимизировать, 

чтобы избежать падения траектории и размыва пород 

в интервале окна. 

Бурение бокового ствола 

Операции проходят обычным порядком. При бурении 

важно контролировать момент во избежание 

заклинивания инструмента в окне. Если установить 

голову хвостовика в размытой секции, это может 

затруднить стыковку с узлом разветвления. Чтобы 

этого избежать, при обратной проработке ствола, 

в интервале 25 метров под окном прописывается 

каверномер. 

Боковой хвостовик 

Боковой хвостовик спускается без вращения во 

избежание проворота клина и заклинивания в окне. 

Боковой хвостовик сбрасывается 7-9м ниже окна 

(Рис.9). Позже, при установке в скважине узла 

разветвления, он заходит в хвостовик и герметично 

стыкуется внутри. Важно, чтобы глубина головы 

хвостовика была известна с точностью ±1м. 

При бурении глубина забоя скважины измеряется 

вращающейся компоновкой на бурение, а при спуске 

хвостовика – без вращения. В связи со складыванием 

колонны труб в скважине, разница в измеренной 

глубине забоя может превышать 1м. При этом 

рассчитать глубину верха хвостовика возможно, но 

Then, when the multilateral junction is being installed, this 

junction is connected and sealed inside the lateral liner. 

The important part is - in order to perform the depth of 

lateral liner has to be known within a 1 meter tolerance. 

Расстояние от окна 

Distance from window 

Интервал 

Gap 

Рис. 10. Каротаж при спуске хвостовика. 1 - верх 

хвостовика, определенный при спуске. 2 - Гамма 

метка, установленная в хвостовик. Зазор между 

каротажами соответствует толщине стенки хвостовика 

Fig. 10. Lateral liner position logging. 1. Top of liner, 

determined with MWD in memory mode. 2. Location of pip 

tag in liner. Gap between LWD and memory logs corresponds 

to metal thickness of liner parts installed downhole 

When a well is drilled, the BHA shows one bottom hole 

depth, and when the liner is run, the BHA normally 

goes deeper than the measured bottom hole depth. An 

important point is that this tally error can be calculated to 

some extent, but as with any calculations, one cannot be 

sure they are 100% correct. For multilateral lateral liners 

this tally error is caused by buckling and casing/drillstring 

tally differences that can be a problem, as the spacing of 

the junction elements must be very accurate. 

In order to eliminate the liner top depth uncertainty, the 

lateral liner was run with a MWD, in memory mode, below 

the standard liner running tool. Pip tags were installed in 

the liner top connection to be a reference point of the liner. 

The same pip tag was installed into the whipstock to be 

a reference point for the mainbore. As a result, operator 

was able to compare the LWD gamma log and memory 

gamma log from the liner running tool and measure the 

actual distance between the pip tags. In addition, the log 

comparison showed, that in an open hole section the logs 

coincide. But in the sections, where the tool was inside 

the liner, the gap between the logs occurred. This gap 

value corresponds to the thickness of the steel part of the 

liner. Meaning that not only the distance between pip tags 

can be measured, but the position of all of the logged liner 

parts can be seen on either log. 



47


имеющиеся неопределенности не позволяют доверять 

расчетам. Для двуствольной скважины неточность 

в мере может привести к необходимости совершить 

дополнительный рейс. 

Для того, чтобы исключить неопределенность 

глубины верха хвостовика, был применен ряд 

мер. В клин-отклонитель и верх хвостовика были 

установлены радиоактивные метки малой мощности 

(Pip tag). В состав спускового инструмента хвостовика 

был включен прибор гамма-каротажа во время 

бурения малого диаметра (забойная телесистема в 

режиме памяти). Благодаря малому диаметру прибора 

он был навинчен под седло спускового инструмента и 

расположен внутри хвостовика. 

Сравнение увязанных по глубине каротажей, 

проведенных во время рейсов на бурение и спуска 

хвостовика (Рис. 10) показало, что там, где ствол 

не обсажен, каротажи совпадают. В интервале, 

где установлен хвостовик, между каротажными 

диаграммами появляется зазор. Величина зазора 

соответствует толщине стальных частей хвостовика. 

Таким образом, использование гамма меток и 

сенсоров при спуске хвостовика не только позволило 

измерить расстояние между 

клином и хвостовиком, но и 

показать глубины отдельных 

частей хвостовика. Эта 

визуальная информация 

позволяет с большей 

уверенностью рассчитывать 

глубины элементов 

оборудования и принимать 

решения. 

In order to minimize the risk of wellbore collapse, the 

equivilant circulation density, ECD, must be maintained at all 

times until the lateral bore is fully cased. This means that if 

any displacement is planned, th ecompletion fluid must be 

able to prevent the wellbore collapse. For the Korchagin and 

Fialnovsky fields the typical completion fluid is CaCl2 brine, 

which is unable to prevent wellbore collapse, so drilling mud 

was not displaced in the upper laterals. 

Retrieving Whipstock 

The whipstock was retrieved with a standard hook tool, which 

engages the whipstock and with use of a progressive jarring it 

retrieves it from the packer. There is a chance of misruns. On 

Well B the whipstock was not retrieved at the first attempt. The 

contingency tool, a die collar, was run to catch it. The die collar 

run was performed with a MWD in the BHA to orient the cut lip 

guide to the top. The project team believes this decreases the 

chance of damaging the tool during whipstock engagement. 

The use of MWD was recognized as a helpful adjustment and 

was noted as a good practice for future use. 

After the whipstock is retrieved it is recommended to run a 

clean out assembly with magnets to remove metal debris 

which can damage sealing interfaces of the junctions and/ 

or create mechanical barriers. 

В случае с двуствольными 

скважинами на проекте 

во избежание размывов и 

обрушений в необсаженной 

части ствола, замещение 

бокового хвостовика на 

раствор заканчивания не производится. 

Извлечение клина 

Клин извлекается стандартным крюком (11). Крюк 

зацепляет клин и, при помощи натяжения и ударов 

яссом с растущей нагрузкой, извлекает клин из 

пакера-якоря. Существует вероятность неудачных 

попыток извлечения клина. На скважине В клин не 

был извлечен с первой попытки, и был применен 

ловильный колокол. В КНБК ловильного колокола 

была добавлена забойная телесистема для того, 

чтобы выставить заводной зуб колокола в верхнее 

положение. Авторы считают, что это снизило шанс 

повредить ловильный колокол при заходе на клин и 

Рис. 11. Клин извлекается с помощью крюка 

Fig. 11. Whipstock is retrieved with hook tool 

Junction Installation 

The junction template is run in on drill pipes, set into the 

packer, pressure tested and left in hole. In order to ease 

stinging in, MWD is recommended to be added above the 

running tool, to show Template orientation in real time. 

For the Connector installation the correct spacing out 

is critical. If all the depths are determined correctly, the 

installation itself is straightforward: the assembly is run to 

depth, set into the template, pressure tested and left in 

the well. In order to minimize the time for orientation, it is 

recommended to use low-flow MWD in the string above 

the running tool. Once the Connector is in place, the well 

is displaced with brine to minimize formation damage. 



DRILLING 

позволило успешно извлечь 

клин на поверхность. 

Использование телесистемы 

было признано полезным 

дополнением к стандартной 

программе работ. 

После того, как клин 

извлечен, рекомендуется 

произвести рейс 

на очистку ствола 

скважины с помощью 

магнитов. Это делается, 

чтобы металлические 

частицы не повредили 

полированные части и 

эластомерные уплотнения, 

и не создали механических 

препятствий при установке 

оборудования в скважину. 

Установка узла 

разветвления 

Шаблон узла разветвления 

спускается на бурильной 

колонне, устанавливается в 

пакере, опрессовывается, 

после чего спусковой 

инструмент извлекается 

на поверхность. Для 

ускорения ориентирования 

компоновки, рекомендуется использование 

телесистемы над спусковым инструментом. 

Рис. 12. Установка Шаблона узла разветвления 

Fig. 12. RapidX Template installation 

Для установки Коннектора узла разветвления 

подгонка глубин является критически важным 

аспектом. Если все глубины определены правильно, 

сами операции довольно просты: компоновка 

спускается до заданной глубины, устанавливается в 

Шаблоне, опрессовывается, после чего спусковой 

инструмент поднимается на поверхность. Для того, 

чтобы ускорить ориентирование компоновки на 

забое, рекомендуется использовать над спусковым 

инструментом телесистему с малым расходом. 

После того, как Коннектор установлен, скважина 

выше окна переводится на раствор заканчивания 

(рассол CaCl2). 

Установка изоляционного пакера 

и открытие клапана 

Установка изоляционного пакера с внутренней 

полированной поверхностью завершает 

строительство узла разветвления TAML5. 

Компоновка пакера спускается на бурильной 

колонне, уплотняется в Коннекторе, после чего 

сальниковое уплотнение опрессовывается с помощью 

Рис. 13. Установка Коннектора узла разветвления 

Fig. 13. RapidX Connector installation 

Первая часть соединения, шаблон RapidX 

установлен, испытания под давлением проведены 

Junction first part RapidX template is set and 

pressure tested 

Вторая часть соединения, соединитель RapidX 

установлен, испытания под давлением проведены 

Junction second part RapidX Connector is set and 

pressure tested 

Seal Bore Isolation Packer Setting and Opening 

Main Bore Access. 

Bore sealing isolation packer finishes the TAML5 junction 

construction. Standard seal bore packers are run on drill 

pipes, set inside the junction and the sealing interface 

between the junction and the packer is tested with the 

use of an inner string. After the pressure test packer is set, 

pressure tested and left in hole. 

Once the packer is installed, the isolation valve is opened 

by shifting the tool. Normally the main indication of a 

successful opening is noticeable losses. This operation 

can be eliminated if a hydraulically activated valve is used. 

Intelligent Completion String 

Intelligent completion installation is conducted in a fully 

cased well. The completion string lands into the polished 

bore below the junction. All 4 installations have been 

performed without incidents on the project. 

Drilling and Completions Timing 

It is always an important question – how long it takes to 

drill and complete a multilateral well vs usual one. As you 

can see at the Figure 16, the extra operations specific to 



49


специальной конфигурации 

установочного инструмента. 

После этого пакер 

устанавливается, 

опрессовывается через 

затрубное пространство, 

и спусковой инструмент 

поднимается на 

поверхность (Рис. 14). 

Пакер установлен в отверстие уплотнения 

над соединением, испытания под давлением 

проведены - для изоляции потока из 

горизонтального ствола от флюида в интервале 

окна в обсадной колонне 

Sealbore packer above junction is set and 

pressure tested in order to isolate lateral bore 

production from fluid in casing exit interval 

После того, как пакер 

установлен, изоляционный 

клапан открывается 

сдвижным инструментом 

(Рис. 15). Обычно основной 

показатель того, что клапан 

открылся - это заметные 

потери промывочной 

жидкости. Рейс на открытие 

клапана можно исключить, 

если использовать 

гидравлически 

открываемый клапан. 

Рис. 14. Установка изоляционного пакера завершает строительство узла разветвления 

Fig. 14. Seal bore isolation packer completes TAML5 junction 

Отсечной клапан основного ствола открыт 

толкателем на бурильных трубах 

Mainbore isolation valve is opened with shifting tool 

on drill pipes 

Колонна 

интеллектуального 

внутрискважинного 

оборудования 

Колонна 

интеллектуального 

внутрискважинного 

оборудования (нижняя 

часть заканчивания) устанавливается в обсаженную 

скважину, замещенную на жидкость заканчивания 

без твердой фазы (рассол CaCl2). Колонна ВСО 

проходит сквозь узел разветвления и уплотняется 

в полированном приемнике ниже пакера-якоря. 

Все 4 работы по монтажу интеллектуального 

заканчивания на проекте были выполнены без 

инцидентов. 

Рис. 15. Рейс на открытие изоляционного клапана 

Fig. 15. Isolation valve opening run 

a multilateral junction are taking from 9 to 15 days. The 

whole well drilling time can vary from 35 days for a reentry 

multilateral to 105 days on new wells depending on 

laterals lengths and junctions depth (Figure 17). 

Production Results 

Well A 

Well A Production started in February 2017. Before production 

started a cleanout procedure was performed, in a lateral-by- 

Глубина окна, м 

Работы 

TAG 

ANC 

ORI 

WHP 

Итого этап I 

HOOK 

WTT 

TEM 

CON 

QMAX 

STR / труболовка 

Итого этап II 

Итого дней 

Начало 

24 апр. 

25 апр. 

26 апр. 

27 апр. 

6 мая 

7 мая 

8 мая 

9 мая 

10 мая 

11 мая 

2180 2246 2700 2240 

Завершение Продолжительность Начало Завершение Продолжительность Начало Завершение Продолжительность Начало Завершение Продолжительность 

25 апр. 

26 апр. 

27 апр. 

28 апр. 

7 мая 

8 мая 

9 мая 

10 мая 

11 мая 

11 мая 

0,9 

0,8 

0,7 

1,4 

3,9 

0,9 

0,7 

0,6 

0,9 

0,9 

0,6 

4,7 

5 окт. 

6 окт. 

7 окт. 

7 окт. 

21 окт. 

22 окт. 

22 окт. 

23 окт. 

24 окт. 

25 окт. 

6 окт. 

7 окт. 

7 окт. 

9 окт. 

22 окт. 

22 окт. 

23 окт. 

24 окт. 

25 окт. 

25 окт. 

0,9 

0,9 

0,8 

1,7 

4,3 

1,0 

0,8 

0,6 

1,0 

0,7 

0,6 

4,8 

31 янв. 

2 фев. 

3 фев. 

5 фев. 

15 фев. 

16 фев. 

18 фев. 

19 фев. 

21 фев. 

22 фев. 

2 фев. 

3 фев. 

5 фев. 

6 фев. 

16 фев. 

18 фев. 

19 фев. 

21 фев. 

22 фев. 

23 фев. 

1,7 

1,5 

1,2 

1,8 

6,2 

1,8 

1,4 

1,3 

1,5 

1,2 

1,3 

8,4 

28 апр. 

28 апр. 

29 апр. 

30 апр. 

9 мая 

15 мая 

16 мая 

17 мая 

18 мая 

19 мая 

28 апр. 

29 апр. 

30 апр. 

1 мая 

15 мая 

16 мая 

17 мая 

18 мая 

19 мая 

20 мая 

0,8 

1,0 

0,8 

1,2 

3,8 

5,9 

0,8 

0,8 

1,6 

1,0 

0,9 

11,0 

8,5 9,1 14,6 14,8 

Рис. 16. Затраты времени на установку узла разветвления 



DRILLING 

Window Depth, m 

2180 2246 2700 2240 

Operation 

Start 

Finish 

Duration 

Start 

Finish 

Duration 

Start 

Finish 

Duration 

Start 

Finish 

Duration 

TAG 

24 Apr 

25 Apr 

0,9 

5 Oct 

6 Oct 

0,9 

31Jan 

2 Feb 

1,7 

28 Apr 

28 Apr 

0,8 

ANC 

25 Apr 

26 Apr 

0,8 

6 Oct 

7 Oct 

0,9 

2 Feb 

3 Feb 

1,5 

28 Apr 

29 Apr 

1,0 

ORI 

26 Apr 

27 Apr 

0,7 

7 Oct 

7 Oct 

0,8 

3 Feb 

5 Feb 

1,2 

29 Apr 

30 Apr 

0,8 

WHP 

27 Apr 

28 Apr 

1,4 

7 Oct 

9 Oct 

1,7 

5 Feb 

6 Feb 

1,8 

30 Apr 

1 May 

1,2 

Total Pase I 

3,9 

4,3 

6,2 

3,8 

HOOK 

6 May 

7 May 

0,9 

21 Oct 

22 Oct 

1,0 

15 Feb 

16 Feb 

1,8 

9 May 

15 May 

5,9 

WTT 

7 May 

8 May 

0,7 

22 Oct 

22 Oct 

0,8 

16 Feb 

18 Feb 

1,4 

15 May 

16 May 

0,8 

TEM 

8 May 

9 May 

0,6 

22 Oct 

23 Oct 

0,6 

18 Feb 

19 Feb 

1,3 

16 May 

17 May 

0,8 

CON 

9 May 

10 May 

0,9 

23 Oct 

24 Oct 

1,0 

19 Feb 

21 Feb 

1,5 

17 May 

18 May 

1,6 

QMAX 

10 May 

11 May 

0,9 

24 Oct 

25 Oct 

0,7 

21 Feb 

22 Feb 

1,2 

18 May 

19 May 

1,0 

STR/SPEAR 

11 May 

11 May 

0,6 

25 Oct 

25 Oct 

0,6 

22 Feb 

23 Feb 

1,3 

19 May 

20 May 

0,9 

Total Pase II 

4,7 

4,8 

8,4 

11,0 

Total, days 

8,5 9,1 14,6 14,8 

Fig. 16. Multilateral Operations Timing 

65 дней - 65 Days 35 дней - 35 Days 102 дня - 102 Days 84 дня - 84 Days 

Рис. 17. Затраты времени на бурение двуствольных скважин Fig. 17. Dual lateral wells drilling time 

Затраты времени на бурение и заканчивание 

Это всегда актуальный вопрос – как много времени 

занимает строительство двуствольной скважины 

по сравнению с обычной. Как можно видеть на 

рисунке (16), дополнительные операции, связанные 

с установкой узла разветвления, занимают от 9 до 

15 дней. Общее время на бурение двуствольной 

скважины может меняться от 35 дней до 105 дней в 

зависимости от того, пробурен ли первый ствол, и 

каковы глубины стволов и узла разветвления (17). 

Результаты эксплуатации 

Скважина A 

Эксплуатация скважины А началась с Февраля 

2017. До начала пуска в эксплуатацию на скважине 

производились работы по освоению (выводу 

на режим) каждого ствола по отдельности. 

В горизонтальной скважине, пробуренной в 

высокопроницаемом коллекторе, ствол которой 

заполнен раствором на углеводородной основе 

(РУО) - процесс освоения и качественной 

очистки ствола является непростой задачей. 

Необходимо в процессе работы контролировать 

расходы и перепады давлений, чтобы 

поддерживать достаточную скорость потока 

для качественной очистки всего ствола и 

недопущения проскальзывания легкой нефти 

вперед высокоплотного бурового раствора. 

lateral manner. In highly-permeable formation conditions and 

with a fully prepared oil-based mud the cleanup process is 

not a small, trivial task especially without flow control valves 

for each lateral. The operator should control cleanup rates 

and drawdowns in order to sustain sufficient mud velocity 

in the horizontal section, of each lateral, to prevent fluid 

slippage. However, with the help of intelligent flow control 

valves and a detailed cleanup procedure, the planed 

operations were performed successfully. 

Each lateral was tested with different surface chokes 

as well as with a constant surface choke and different 

downhole flow control valves chokes. Productivity Indices 

for each lateral were obtained and optimum production 

conditions were agreed. The lateral drawdowns were 

estimated in around 10 bars each and initial rate reached 

38,000 barrels of oil per day. 

Since multilateral junctions have complex geometry - it 

normally chokes the upper lateral with 3-4 bars more 

than the lower one. This difference in pressure drops is 

managed by flow control valves position adjustment. As 

a result, production from both laterals was balanced to 

distribute flow in a more uniform manner. 

Production trends are similar to conventional horizontal 

wells – high production rates at the beginning and slow 

rate declines due to reservoir pressure decline together 



51


Добыча нефти в скважине с двумя горизонтальными стволами, т/сутки 

Dual lateral well oil production, tons/day 

Средняя добыча нефти в скважине с одним горизонтальным стволом, т/сутки 

Average single lateral well oil production, tons/day 

Рис. 18. Сравнение продуктивности скважины А с типовой одноствольной скважиной 

Fig. 18. Well A production compared to single lateral wells 

Забойные многопозиционные клапаны и детальное 

планирование процедуры освоения скважины 

значительно облегчили эту задачу. Оба ствола 

скважины были успешно очищены от бурового 

раствора. 

После этого были произведены полномасштабные 

гидродинамические исследования, чтобы определить 

коэффициенты продуктивности и оптимальные 

параметры работы для каждого из стволов 

двуствольной скважины. 

Узел разветвления имеет сложную геометрию, в 

связи с чем поток из бокового ствола штуцируется 

на 3-4 атмосферы больше, чем поток из основного 

ствола. Чтобы оптимизировать добычу по стволам, 

применяются забойные многопозиционные клапаны и 

датчики давления. 

Тенденции работы двуствольных и одноствольных 

скважин схожи – скважины работают с высокими 

стартовыми дебитами, с плавным снижением дебитов 

по мере снижения пластового давления и увеличения 

газового фактора. 

Как можно видеть на графике истории добычи 

за первые 3 месяца работы (Рис. 18), каждый 

ствол по отдельности дает приблизительно около 

3000 тонн/сут, однако, максимальный стартовый 

суммарный дебит скважины из двух стволов составил 

приблизительно 5400 тонн/сут. После стабилизации 

режима работы, суммарный дебит составил около 

3700 тонн/сут. Скважина А на данный момент 

является самой высокодебитной скважиной на 

месторождении. 


with a gas-oil ratio increase. As of today, the first 

multilateral well is the best producer on the field, with a 

current oil production rate of more than 28,000 barrels of 

oil per day. The average horizontal singlebore producer 

has a rate of less than 18000 barrels of oil per day. 

Comparing the production behavior of a dual-lateral 

well with a conventional horizontal well on the field we 

can point to an oil production increase factor of 1.2-1.6 

depending on the applied drawdown. Well A’s BHP is 

higher than on single bore wells. Potentially, the flow rate 

from the dual lateral well could be higher, but it is limited 

by drawdown caused by the friction associated with the 

production tubing and a minimum wellhead pressure 

restriction. It can be concluded that Well A gives more 

production at lower drawdown. 

Well B 

Well B has an interesting background. When the second lateral 

was drilled, the LWD (logging while drilling) tool showed the 

indication of a possible gas presence in the reservoir section, 

who’s vertical depth was significantly lower than the predicted 

gas-oil contact. One of the reasons for that could be that 

dissolved gas came out of the solution due to a pressure drop 

around working well. However, after a successful well cleanup 

and during the well multi-choke testing, the upper lateral 

produced oil with a high GOR (gas-oil ratio). 

The project team reviewed the seismic data, logs and production 

data results and came to the conclusion, that the lateral was 

drilled between two sealing faults with small local gas cap. 

With the help of a downhole multi-positional valve, the 

production from the upper lateral was choked and the well’s 

oil production was optimized. Currently the oil production rate 


DRILLING 

Забойное давление в скважине с двумя горизонтальными стволами, атм 

Dual lateral well BHP, atm 

Среднее забойное давление в скважине с одним горизонтальным стволом, атм 

Average single lateral well BHP, atm 

Рис. 19. Забойные давления в скважине А и типовых одноствольных скважинах 

Fig. 19. Bottom hole pressures for Well A and adjacent single lateral wells 

При этом максимальный стартовый дебит нефти 

одноствольной скважины не превышал 4000 тонн/сут, 

а после вывода на режим снизился до 2600 тонн/сут. 

Если обратить внимание на забойные давления (Рис. 

19), то легко заметить, что двуствольная скважина 

эксплуатируется с более высоким забойным 

давлением (а значит и меньшими депрессиями), чем 

средняя одноствольная. 

Таким образом, можно сделать вывод, что 

фактический дебит двуствольной скважины на 

20-60% выше, чем у одноствольных скважин при 

сопоставимом режиме работы. 

Скважина B 

Скважина В - это вторая двуствольная скважина, 

пробуренная на месторождении. Во время бурения 

бокового ствола, приборы каротажа показали 

признаки возможного присутствия газа в области 

коллектора на абсолютных отметках глубины, 

находящихся значительно ниже принятых абсолютных 

отметок глубины ГНК. Одна из версий, которая 

объясняла наличие газа ниже ГНК состояла в том, 

что из-за локального падения пластового давления 

за счет интенсивной работы соседних скважин, часть 

газа вышла из растворенного состояния. Однако, 

после освоения скважины и гидродинамических 

исследований по каждому стволу в отдельности было 

получено заключение, что боковой ствол работает в 

значительной степени газом. 

Команда инженеров проанализировала сейсмические 

данные, показатели каротажей во время бурения и 

результаты интерпретации ГДИС, и пришла к выводу, 

is about 23000 barrels of oil per day with a GOR of 250 m 3 / 

m 3 . This compares to a typical well’s GOR of about 150m 3 \ 

m 3 . This high oil rate with a relatively small gas-oil ratio allows 

the well to be compared to average industry gas wells by 

produced gas volumes. It should be noticed, that without 

downhole flow control valves and an ability to choke the 

lateral bore, the overall well oil production would be much 

lower. The production strategy for the second well is to 

maximize the oil production from the mainbore and to control 

the gas\oil production from the lateral bore. 

The wells were successfully linked into the real-time 

production monitoring & optimization software for intelligent 

wells on the V. Filanovsky field. The key parameters such 

as tubing and annulus pressures, downhole temperatures, 

calculated production and laterals drawdowns are monitored 

and analyzed by an operator in real-time. Once the need for 

the well’s production parameters adjustment is confirmed, 

the downhole flow control valves can be switched within 1-2 

hours, without any significant expenses for the operator. 

The current production strategy on the field is focused on 

maximizing oil production in the foreseeable future. Two 

water injector wells are planned to be drilled to maintain 

reservoir pressure. Intelligent dual lateral wells increased 

the reservoir contact area and drained the reservoir in 

more uniform manner, which is expected to facilitate higher 

ultimate recovery. 

Discussion 

Intelligent multilateral wells are a handy tool, ready to 

be used in a variety of projects. Specifically on offshore 

projects once initial drilling phase is complete, sidetracks 

are the optimal way to keep production at a required level 

with minimum cost. 



53


что боковой ствол был проложен через локальную 

газовую шапку, ограниченную непроводящими 

разломами. По состоянию на август 2017г скважина 

работала с дебитом по нефти 3100 тонн/сут. 

С помощью забойных многопозиционных клапанов 

боковой ствол был немного заштуцирован с целью 

снижения притока газа и максимизации общего 

дебита нефти. В августе 2017г скважина В работала с 

дебитом нефти в 1.2 раза выше усредненного дебита 

по одноствольным скважинам на рассматриваемом 

месторождении. Важно отметить, что, если бы в 

конструкции скважины не были предусмотрены 

забойные многопозиционные клапаны, скважина 

работала бы в основном газом, с гораздо меньшим 

дебитом по нефти. 

Пример скважины В показывает, что забойные 

многопозиционные клапаны позволяют бороться 

с неопределенностями уже после строительства 

скважины и значительно минимизируют риск потери 

скважины из-за прорыва газа. 

Анализ и оптимизация работы скважин 

Обе двуствольные скважины были подключены к 

системе АСУТП и к ПО, позволяющему отслеживать 

состояние скважин, а также анализировать в 

реальном времени Их ключевые параметры, такие, 

как трубное и затрубное давление, температура, 

расчетные дебиты, депрессии на каждый ствол и 

т.д. Когда необходимость оптимизации параметров 

добычи подтверждена, забойные клапаны 

переключаются в течение нескольких часов, без 

каких-либо существенных расходов для оператора. 

Текущая стратегия разработки месторождения 

состоит в сохранении интенсивных отборов 

нефти, невзирая на связанные с этим риски 

резкого снижения пластового давления и прорыва 

нежелательных флюидов (газа и воды). Для 

минимизации описанных рисков планируется бурение 

нагнетательных скважин для поддержания пластового 

давления. Благодаря тому, что двуствольные 

скважины работают с меньшими депрессиями 

и с большим коэффициентом охвата, запасы 

вырабатываются более равномерно, чем в случае 

с одноствольной скважиной. В конечном итоге это 

позволит увеличить накопленную добычу нефти с 

месторождения. 

Обсуждение 

Бурение двуствольных интеллектуальных скважин 

- это удобная технология, которая может быть 

применена для повышения уровней добычи нефти на 

различных месторождениях. Особенно на морских 

проектах, после того, как первая фаза бурения 


For LUKOIL dual lateral wells were a proven and important 

technology. Currently, at the field development planning 

level, all the wells are planned in a way to allow future 

drilling of second legs with TAML3 or TAML5 multilateral 

junctions. 

Intelligent multilateral wells help to achieve faster 

production buildup and reduce the capital expenditures 

of the project. Slot preservation enables the operator to 

keep drilling from existing platform instead of building 

additional ones. The upper well sections costs saving 

can be significant as well. Downhole multiposition flow 

control valves help to overcome uncertainties such as an 

undesirable fluid production by one of the legs. 

Conclusions 

1. Up to today, LUKOIL has already drilled 4 intelligent 

dual lateral wells. All of them were drilled successfully 

and achieved their technical goals. This shows intelligent 

multilaterals are a reliable mature technology which are 

applicable in high profile projects. (Figure 17). The industry 

has has a sufficient track record and experience to stop 

considering multilateral wells as a cost-prohibitive high-risk 

undertaking. The economic benefits are obvious, the risks 

are known and manageable. 

2. The time spent drilling the extra lateral on the project 

is about 30 days (Figure 17). This time is consistent with 

other projects around the world (Nettleship et al. 2014) 

3. The Production results show that, compared to 

similar horizontal multilaterals, resulst in 20%-60% more 

production at lower drawdowns (Figure 18, Figure 19). 

This result is consistent with theoretical practisces (Salas 

et al 2016). 

4. The ability to control production from each leg 

separately maximizes the cleanup efficiency, eliminates 

the need for costly workover operations and allows 

the management of the reservoir to maximize daily and 

cumulative oil production. Specifically for Well B (p.11), the 

intelligent downhole control has helped to overcome potential 

severe early gas breakthrough, caused by an unexpected 

penetration of local gas pool by the second lateral. 

Acknowledgement 

The authors would like to thank LUKOIL and Schlumberger, 

who kindly allowed this material to be published. 

References 

1. Nettleship, G., Palmer, A., & Eshtewi, A. (2014, June 1). 

Installation of Complex Multilateral Wells With Standalone 

Sand Screens in the Vincent Field. Society of Petroleum 

Engineers. doi:10.2118/169903-PA 

2. Shestov, S., Golenkin, M., Senkov, A., Blekhman, 

V., Gottumukkala, V., & Bulygin, I. (2015, October 26). 

Real-Time Production Optimization of an Intelligent Well 

Offshore, Caspian Sea. Society of Petroleum Engineers. 

doi:10.2118/176648-MS 


DRILLING 

закончена, бурение боковых стволов с сохранением 

основных (материнских) стволов является 

оптимальным способом поддерживать добычу при 

минимальных затратах. 

Для компании ЛУКОЙЛ двуствольные скважины 

зарекомендовали себя как надежная и важная 

технология. При проектировании разработки 

месторождения, практически все скважины были 

запланированы так, чтобы в будущем можно было 

пробурить боковой ствол с узлом разветвления 

TAML3 или TAML5. 

Двуствольные интеллектуальные скважины 

позволяют быстрее нарастить добычу на старте 

работы месторождения, снизить капитальные 

затраты, связанные с бурением верхних 

секций скважин. Возможность экономить 

слоты позволяет оператору бурить с одной 

платформы больше скважин, вместо того, чтобы 

строить дополнительные платформы. Забойные 

датчики давления и температуры, а также 

многопозиционные клапаны позволяют бороться 

с прорывами газа. Кроме того, возможность 

контролировать приток из каждого ствола отдельно 

позволяет оптимизировать работу скважин, 

найдя баланс между текущими дебитами и общей 

накопленной добычей с месторождения. 

Выводы 

1. На конец августа 2017г компания ЛУКОЙЛ 

пробурила 4 двуствольные скважины с 

интеллектуальным нижним заканчиванием и 

герметичным узлом разветвления типа TAML5. Все 

скважины были пробурены успешно, с выполнением 

поставленных задач. Это показывает, что 

двуствольные интеллектуальные скважины — это 

надежная зрелая технология, готовая к применению 

на важных проектах (17). 

2. Затраты времени на бурение дополнительного 

ствола на месторождении составили порядка 30 

дней. Этот срок сопоставим со сроками бурения 

дополнительных стволов на других аналогичных 

месторождениях. (Nettleship и др. 2014). 

3. Результаты эксплуатации показывают, что дебиты 

двуствольных скважин на 20%-60% выше соседних 

одноствольных скважин (18,19). 

4. Возможность контролировать приток из каждого 

ствола отдельно увеличивает эффективность 

очистки скважины от бурового раствора, исключает 

необходимость проводить дорогостоящие ремонты 

скважины, и позволяет управлять добычей так, 

чтобы максимизировать дебиты и накопленную 

3. Salas, J. R., Clifford, P. J., & Jenkins, D. P. (1996, 

January 1). Multilateral Well Performance Prediction. 

Society of Petroleum Engineers. 

doi:10.2118/35711-MS 

4. Ruzhnikov, A., Latypov, A., Dubovik, A., & Zvyagin, 

V. (2016, October 24). TAML-5 Intelligent ERD Offshore 

Well: A Case Story of Successful Application in the 

North Caspian. Society of Petroleum Engineers. 

doi:10.2118/181927-MS 

5. Eliseev, D., Golenkin, M., Senkov, A., Latypov, 

A., Bulygin, I., Ruzhnikov, A., … Kashlev, A. (2016, 

October 24). New Vision: IC TAML5 Wells on Caspian 

Offshore. Reasons, Implementation and Results. 

Society of Petroleum Engineers. 

doi:10.2118/181901-MS 

добычу. В частности, для скважины В (стр. 12) 

забойные клапаны позволили продолжать добывать 

нефть из основного ствола с высокой депрессией 

и продуктивностью, при этом заштуцировав 

боковой ствол. 

Благодарность 

Авторы благодарят компании ЛУКОЙЛ и Шлюмберже 

за разрешение на публикацию этих материалов. 

Список литературы 

1. Nettleship, G., Palmer, A., & Eshtewi, A. (2014, June 1). 

Installation of Complex Multilateral Wells With Standalone 

Sand Screens in the Vincent Field. Society of Petroleum 

Engineers. doi:10.2118/169903-PA 

2. Shestov, S., Golenkin, M., Senkov, A., Blekhman, 

V., Gottumukkala, V., & Bulygin, I. (2015, October 26). 

Real-Time Production Optimization of an Intelligent Well 

Offshore, Caspian Sea. Society of Petroleum Engineers. 

doi:10.2118/176648-MS 

3. Salas, J. R., Clifford, P. J., & Jenkins, D. P. (1996, 

January 1). Multilateral Well Performance Prediction. 

Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/35711-MS 

4. Ruzhnikov, A., Latypov, A., Dubovik, A., & Zvyagin, 

V. (2016, October 24). TAML-5 Intelligent ERD Offshore 

Well: A Case Story of Successful Application in the 

North Caspian. Society of Petroleum Engineers. 

doi:10.2118/181927-MS 

5. Eliseev, D., Golenkin, M., Senkov, A., Latypov, A., 

Bulygin, I., Ruzhnikov, A., … Kashlev, A. (2016, October 

24). New Vision: IC TAML5 Wells on Caspian Offshore. 

Reasons, Implementation and Results. Society of 

Petroleum Engineers. doi:10.2118/181901-MS 



55


Газпром нефть: 

Буровая карта России 

Обзор рынка буровых услуг в России 

Gazprom Neft: 

The Drilling Map of Russia 

Russian Drilling Market Overview 

Фото: Руслан Шамуков 

Инфографика: Дарья Гашек 

О 

бъемы бурения в России полностью 

восстановились после кризиса 2014–2015 гг., 

когда снижение цен на нефть и санкции привели к 

сокращению инвестиций в отечественной нефтянке. 

При этом бурение становится все более технологически 

сложным и дорогим, однако эксперты считают, что 

нынешний пик объемов проходки продлится недолго. 

О тенденциях на российском рынке буровых услуг в 

обзоре «Сибирской нефти». В статье использованы 

материалы исследования рынка сервиса в нефтяной 

отрасли, предоставленные компанией «Текарт». 

Подъемы и падения 

После кризиса 2009 года в 2010–2013 гг. в 

России наблюдалось динамичное увеличение 

объемов проходки в бурении. В этот период 

наиболее активно применялось эксплуатационное 

наклонно-направленное бурение. Рост проходки в 

эксплуатационном бурении за этот период составил 

26,1%, а в разведочном — 14,9%. 

В 2014 году ситуация изменилась: цены на нефть упали, 

Россия оказалась под санкциями со стороны ЕС и 

США, в результате чего инвестиционная активность 

снизилась, а объемы проходки вновь сократились. 

Впрочем, на этот показатель повлиял и другой фактор: 

рост объемов горизонтального бурения, позволяющего 

Photos: Ruslan Shamukov 

Infographics by: Daria Gashek 

D 

rilling activity in Russia has fully recovered following 

the 2014-2015 crisis when the falling price of oil and 

sanctions caused an investment slump in the Russian 

domestic oil sector. However, as drilling becomes 

increasingly more technology-driven and costly, many 

experts believe that today’s peak drilling level will not 

last for long. The Siberian Oil overview discusses the 

developments in the Russian drilling service market. 

The article uses market research on oil industry services, 

provided by the Techart company. 

Rises and Falls 

Following the 2009 crisis, Russia experienced a robust 

increase in the meters drilled by the drilling sector. During 

this time, production from directional drilling was used 

most extensively. The growth back then reached 26.1% in 

production drilling and 14.9% in exploration drilling. 

The situation changed in 2014: the oil priced dropped; 

Russia was placed under sanctions by the EU and US 

that caused a decrease in investments and a reduction in 

the meters drilled. But this indicator was affected by yet 

another circumstance: an increase in horizontal drilling 

that resulted higher producing wells compared to that 

of directional drilling. The activity in this area increased 

by 4.3 times between 2008 and 2015. According to 

the Techart’s estimate, the share of horizontal drilling 

56 



DRILLING 

получать больший дебит скважин по сравнению с 

наклонно-направленным. Объем работ по этому 

направлению с 2008 по 2015 гг. увеличился в 4,3 раза. 

По оценке «Текарт», доля горизонтального бурения в 

общем объеме эксплуатационного бурения в 2016 году 

составила 33,5% (8,3 млн м). 

В итоге падение 

общего объема 

проходки в 2014 году 

составило 4,1% по 

сравнению с 2013 

годом. При этом 

разведочное бурение, 

наоборот, выросло 

на 21,6%. Спустя год 

картина поменялась 

на противоположную: 

эксплуатационное 

бурение отыграло 

падение 2014 года, а 

разведочное, напротив, 

сократилось. 2016 

год характеризовался 

увеличением как 

эксплуатационного, 

так и разведочного 

бурения. Объем 

проходки в 

эксплуатационном 

бурении по итогам 

2016 года составил 

24,8 млн м (+14,5%), в 

разведочном — 910,0 

тыс. м (+6,1%). 

Структура российского 

рынка сервиса в 

нефтегазовой отрасли 

по виду услуг в 2016 г., 

% от общего объема 

в стоимостном 

выражении 

Структура российского рынка сервиса в 

нефтегазовой отрасли 

по виду услуг в 2016 г., % от общего объема в стоимостном 

выражении 

В денежном 

выражении, однако, 

изменения на рынке 

10% 

5% 

выглядели иначе. Изза 

усложнения условий 

0% 

добычи, истощения 

традиционных 

2011 2012 

месторождений в последние годы растет спрос на такие 

технологичные сервисы, как зарезка боковых стволов 

и бурение горизонтальных стволов, увеличивается 

средняя глубина скважины и, соответственно, объем 

инвестиций на метр проходки. 

Profile of the 2016 Russian O&G Service Market 

by service type as percentage of the total service value 

61,5% 

8,4% 

14,4% 

15,7% 

in the total production drilling was 33.5% (8.3 million 

m) in 2016. As a result, a decrease in the total meters 

drilled in 2014 was 4.1% from 2013. At the same time, 

exploration drilling grew by 21.6%. A year later the 

situation was just the opposite: the production drilling 

recovered from a decline while exploration drilling 

shrank. 2016 marked an increase both in production 

drilling and exploration 

Бурение 

Drilling 

Текущий капитальный 

ремонт скважин 

Well service and workover 

Геофизика 

Well survey 

Интенсификация 

Stimulation 

Источник: оценка «Текарт» 

Source: the Techart’s estimate 

Доля горизонтального бурения в РФ 

в 2011–2016 гг., 

% от общего объема эксплуатационного бурения 

Share of the Horizontal Drilling in Russia 

in 2011–2016 

% of the total production drilling 

40% 

35% 

30% 

25% 

20% 

15% 

12,2% 

14,2% 

20,6% 

2013 

Источник: «Текарт» на основании данных ЦДУ ТЭК 

Source: Techart, based on the CDU TEK information 

33,5% 

drilling. 24.8 million 

meters (+14.5%) 

were drilled within 

production drilling 

and 910.0 thousand 

meters (+6.1%) 

were drilled within 

exploration drilling. 

However, the market 

changes in monetary 

terms looked 

different. During 

the last few years, 

growing production 

complexities and 

depletion of the 

conventional fields are 

picking up demands 

for tech intensive 

services such as 

sidetracking and 

horizontal drilling with 

an increased average 

well depth and, as a 

result, a heightened 

investment per the 

meter drilled. 

32,8% 

As activity increases 

29,3% 

in the new areas with 

2014 2015 2016 

more challenging 

conditions (when 

developing the new 

fields in the Eastern 

Siberia, the Timan- 

Pechora area, etc.) 

also implies higher 

costs. The lack 

of infrastructure in 

these areas and 

rugged environmental 

conditions call for 

special machinery and equipment that drives the prices 

and an average well cost upwards. 

According to the CDU TEK information, the 2016 total 

investment in production and exploration drilling for all the 



57


Рост производства работ в новых регионах с 

более сложными условиями (при разработке новых 

месторождений в Восточной Сибири, Тимано- 

Печорском регионе и т.п.) также обуславливает 

необходимость более высоких затрат. Отсутствие 

в регионах инфраструктуры и сложные природные 

условия требуют наличия специализированной 

техники и оборудования, что ведет к росту цен и 

увеличению средней стоимости скважины. 

По данным ЦДУ ТЭК, в 2016 году суммарный объем 

инвестиций в эксплуатационное и разведочное 

бурение по всем компаниям, добывающим нефть в 

России, составил 673,5 млрд руб. (11,1 млрд долл.). 

Прирост инвестиций в эксплуатационное бурение 

по сравнению с 2015 г. оценивается в 19,4%. Объем 

вложений в разведочное бурение увеличился до 9%. 

Среднегодовой темп прироста (CAGR) инвестиций 

в бурение в 2011–2016 гг. составил 13,4%. При 

этом за счет изменения курсов валют средний 

показатель за тот же период в долларовом 

выражении продемонстрировал отрицательную 

динамику (–1,9%). 

В 2016 году средняя стоимость проходки одного 

метра в эксплуатационном бурении, рассчитанная 

как отношение объема инвестиций к суммарному 

показателю проходки, увеличилась на 4,2% (в 

рублевом выражении). Та же тенденция наблюдалась 

и в разведочном бурении. Средняя цена проходки 

демонстрировала непрерывный рост на протяжении 

2011–2016 гг. и в 2016 году достигла уровня 57,9 тыс. 

руб./м для эксплуатационного и 25 тыс. руб./м для 

разведочного бурения. 

Основные игроки 

Все нефтесервисные компании, которые в настоящее 

время представлены на российском рынке, аналитики 

условно делят на три группы. 

В первую входят сервисные подразделения в составе 

ВИНК: «НК «Роснефть», сервисные подразделения 

«Сургутнефтегаза», «Башнефти», «Славнефти» и др. 

При этом необходимо отметить, что если в 2009–2013 

гг. сервисные подразделения активно выводились 

из состава ВИНК, то сегодняшней тенденцией, 

напротив, стало развитие нефтегазовыми компаниями 

собственного или аффилированного сервиса. 

Вторая группа — иностранные сервисные компании: 

Schlumberger, Weatherford (в августе 2014 года 

российские и венесуэльские нефтесервисные активы 

куплены «Роснефтью»), Baker Hughes, а также ряд 

компаний «второго эшелона» (KCA Deutag, Nabors 

Drilling, Eriell и другие). 


companies producing oil in Russia was 673.5 billion rubles 

(11.1 billion dollars). An investment growth in production 

drilling is estimated at 19.4% from 2015. Investment in the 

exploration drilling increased to 9%. 

The compound annual growth rate (CAGR) for drilling 

investment between 2011 and 2016 was 13.4%. And 

an average dollar value for the same time period due 

to an exchange rate change exhibited a negative trend 

(–1.9%). 

In 2016 an average meter drilled cost in production 

drilling, which is calculated as a ratio of investment to 

the total meters drilled, increased by 4.2% (in rubles). 

Exploration drilling followed suit. An average drilled 

meter cost displayed a continuous growth during 2011– 

2016 and hit 57.9 thousand rubles/meter for production 

drilling and 25 thousand rubles/meter for exploration 

drilling in 2016. 

Major Players 

The analysts roughly classify all the oil service 

companies that are now present in the Russian market 

into three groups. 

The first one includes the service units within the big 

vertically integrated oil companies: NK Rosneft, the service 

units of Surgutneftegaz, Bashneft, Slavneft, etc. It should 

also be mentioned that if the service unit spin-off was in 

fashion among the big vertically integrated oil companies 

in 2009–2013, today’s trend is the development by the 

O&G companies of their own or affiliated service. 

The second group is comprised of the foreign service 

companies: Schlumberger, Weatherford (its Russian and 

Venezuela assets were acquired by Rosneft in August 

2014), Baker Hughes, and a number of the second tier 

companies (KCA Deutag, Nabors Drilling, Eriell, etc.). 

The third group is made up of the large independent 

Russian companies with a turnover exceeding 100 million 

dollars. They emerged as a result of acquiring the service 

units from the oil producing companies or owing to the 

mergers between the smaller service companies. These 

include BK Eurasia, the Siberian Service Company, and 

Gazprom Burenie (sold to the A. Rotenberg owned 

businesses in 2011). 

These days the large independent companies and the 

business units of the big vertically integrated oil companies 

lead the Russian drilling market in the O&G sector. In 

2016, the top 3 market leaders based on meters drilled 

were (highest to lowest) EDC (BK Eurasia and SGK 

Burenie that was previously owned by Schlumberger), and 

the service units of the NK and RN Burenie. In total, these 

three companies drilled about 49% of all meters. 


DRILLING 

Третью группу составляют крупные независимые 

российские компании, оборот которых превышает 

100 млн долларов. Они возникли в результате 

приобретения нефтесервисных подразделений 

нефтедобывающих компаний или в результате 

слияния более мелких 

сервисных компаний. 

В их число входят «БК 

«Евразия», «Сибирская 

сервисная компания», 

«Газпром бурение» 

(продана в 2011 

году структурам А. 

Ротенберга). 

В настоящее время 

на российском 

рынке бурения 

в нефтегазовой 

отрасли лидерство 

остается за крупными 

независимыми 

компаниями и 

структурными 

подразделениями 

ВИНК. По итогам 

2016 года в ТОП-3 

участников рынка по 

показателю проходки 

в бурении (в порядке 

убывания) вошли 

EDC («БК «Евразия» и 

«СГК-Бурение», ранее 

принадлежавшая 

группе Schlumberger), 

сервисные 

подразделения ОАО 

«НК «Сургутнефтегаз» 

и «РН-бурение». 

Суммарно на эти три 

компании пришлось 

около 49% проходки. 

Технологический 

уровень независимых 

российских 

сервисных компаний 

эксперты оценивают 

как «средний». Пока, 

по сравнению с 

общепризнанными лидерами мирового рынка, они 

могут предложить стандартные услуги оптимального 

соотношения цена/качество. 

Сервисные структуры ВИНК, с точки зрения 

технологических возможностей, также находятся 

Динамика объемов бурения в РФ в 2011 

–2016 гг., % 

Trends in the Russian Drilling Activity for 2011 

-2016, % 

20% 

15% 

10% 

5% 

0% 

–5% 

–10% 

2011 

8,7% 

2012 

9,6% 

2013 

5,5% 

Источник: «Текарт» на основании данных ЦД У ТЭК 

Trends in the Russian drilling activity for 2011-2016, % 

The technology level of the independent Russian service 

companies is considered by the experts as intermediate. 

Right now they can offer the standard services at an 

optimal price quality ratio compared to the acknowledged 

global market champions. 

2014 

–4,1% 

2015 

8,4% 

2016 

Средняя цена проходки в бурении в 2011 

–2016 гг., тыс. руб. 

Average Drilled Meter Price in 2011–2016, 

Thousand Rubles 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 

32,6 

2011 

18,6 

2012 

34,0 

17,5 

Разведочное бурение 

Exploration drilling 

2013 

56,8 

19,1 

54,9 

23,0 

2014 

24,0 

Источник: «Текарт» на основании данных ЦД У ТЭК 

Source: Techart, based on the CDU TEK information 

2015 

56,2 

2016 

14,2% 

57,9 

25,0 

Эксплуатационное бурение 

Production drilling 

The service units of the 

big vertically integrated 

oil companies are also, 

from the point of view 

of their technological 

capabilities, at an 

intermediate level. 

They normally maintain 

closer relations with 

the industrial science 

institutes and possess 

an array of one-of-akind 

patents. Their major 

advantage is a large 

financial headroom and 

access to the parent 

company’s resources 

to fund the purchases 

of the expensive capital 

assets. 

The foreign service 

companies, the 

leaders of the global 

service sector, were 

the key source of 

technology in Russia 

in the early 2000s. At 

present, such players 

as Schlumberger and 

Halliburton have about 

14% of the Russian 

service market within 

the O&G sector in 

monetary terms. 

However, they are not 

among the largest 

participants in the 

drilling service market. 

The major advantage 

of the large foreign 

companies is their 

cutting edge service 

technology. The foreign companies were among the first 

in Russia to perform the complex fracking jobs, move the 

cementing services, drilling mud preparation, and other 

drilling support services to a whole new level, use the 

coiled tubing technology, and offer the innovative software. 

Their major handicap is their high service prices. This is 



59


на среднем уровне. Как правило, они имеют 

наиболее тесные связи с научными отраслевыми 

институтами и обладают рядом уникальных 

патентов. Их дополнительное преимущество — 

большой запас прочности и доступ к средствам 

материнской компании для финансирования закупки 

дорогостоящих основных фондов. 

Зарубежные сервисные компании, лидеры мировой 

сервисной индустрии, выступали основными 

поставщиками технологий в РФ в начале 2000-х 

годов. В настоящее время на таких игроков, как 

Schlumberger и Halliburton, приходится около 14% 

российского рынка сервиса в нефтегазовой отрасли 

в денежном выражении. Однако 

в числе крупнейших участников 

рынка буровых услуг они не 

представлены. 

the reason why the activity of the foreign market players 

in Russia is going down these days. In fact, the Russian 

oil producing companies opt for the Russian domestic 

contracts to do the ordinary drilling. They use the foreign 

company services mainly on the challenging projects 

where the integrated project management technology and 

expertise are in high demand. 

It is worthwhile to note that, following the 2016 record 

highs, the 2015–2016 global oil service leaders ran out 

of luck in the entire global market as well. The annual 

turnover of Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, 

and Weatherford declined by 50-60%, down to its 

2010 level. 

Основное конкурентное 

преимущество крупных 

иностранных компаний — 

новейшие технологии сервиса. 

Иностранные компании 

одними из первых в России 

начали выполнять сложные 

операции ГРП, перенесли 

на новый уровень услуги 

цементирования, подготовки 

буровых растворов и другие 

услуги сопровождения 

бурения, впервые применили 

технологию колтюбинга, 

предлагают современные 

программные продукты. 

Основной их недостаток — в 

высокой стоимости услуг. 

Именно по этой причине в 

настоящее время наблюдается 

снижение активности 

зарубежных участников рынка 

в России. Практика показывает, 

что за простым бурением 

российские нефтедобывающие 

компании предпочитают 

обращаться к отечественным подрядчикам. Услугами 

же иностранных компаний они пользуются в 

основном при реализации сложных проектов, — 

здесь востребованными оказываются технологии и 

компетенции в области интегрированного управления 

проектами. 

Стоит отметить, что для мировых лидеров 

нефтесервиса 2015–2016 гг. после рекордных 

результатов 2014 года стали неудачными и в 


Drilling Companies Brought Into the Trend 

The Russian drilling companies are not public and do not 

post any information about their fleet, so it is difficult to 

assess their capacity. The number of the Russian drilling 

rigs of all hook load classes is estimated between 1,000 

to 1,900 units. And, as the Techart experts believe, the 

number of the rigs in operation was about 900 in 2016. 

Considering the equipment operated, each group of 

companies has its own drilling rig use patterns. Leaning 


DRILLING 

масштабе мирового рынка. Годовой оборот 

Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes и Weatherford 

сократился на 50–60% до уровня 2010 года. 

Буровые в тренде 

Российские буровые компании не являются 

публичными и не публикуют информацию о своих 

флотах, поэтому оценивать их мощности достаточно 

сложно. Российский парк буровых установок 

(БУ) всех классов грузоподъемности, по разным 

оценкам, находится в диапазоне от 1000 до 1900 

ед. При этом парк действующего оборудования 

в 2016 г. составил около 900 буровых установок, 

считают аналитики «Текарт». 

С точки зрения используемого оборудования 

каждая из групп компаний имеет свои 

особенности потребления буровых установок. 

Сервисные подразделения ВИНК, опираясь на 

авторитет материнской компании и, как правило, 

относительно высокие объемы инвестиционных 

программ, зачастую самостоятельно диктуют 

требования к закупаемым установкам. Для них 

производители разрабатывают новые модификации. 

Иностранные подрядчики предпочитают работать 

с европейскими и американскими поставщиками 

оборудования. Независимые компании отдают 

приоритет тому или иному поставщику на основании 

конкретных потребностей, удобства закупки и 

эксплуатации оборудования. 

Если в начале 2000-х годов буровые установки 

зарубежного производства в Россию практически 

не поставлялись, то начиная с 2006 года импортная 

продукция постепенно закрепилась на российском 

рынке. Прежде всего приоритет отдавался 

европейским и американским заводам (Bentec, 

Drillmec, National Oil Well Varco и др.). 

Однако спрос на буровое оборудование в 2006–2008 

гг. был активным по всему миру, что привело к 

значительному уровню загрузки всех основных 

мировых производителей, чем воспользовались 

китайские компании, обладавшие значительным 

объемом незагруженных мощностей. 

В результате уже в 2008 году на долю китайских 

буровых установок, по данным «Текарт», пришлось 

более 60% российского рынка в натуральном 

выражении. 

В 2011 и 2012 гг. на рынке произошли коренные 

изменения: доля импорта снизилась. Это было 

связано как с восстановлением производства на 

заводе «Уралмаш», так и с введением с 2012 года 

пошлины на импорт: 10%, но не менее 2,5 евро/кг. 

on the parent company’s reputation and the generally 

generous investment programs, the service units of 

the big vertically integrated oil companies often, at 

their own discretion, set the requirements for their 

procured units. The manufacturers develop new 

designs for them. The foreign contractors prefer to 

partner with the European or US equipment vendors. 

The independent companies choose a particular 

vendor based on their specific needs, easy procurement, 

and equipment operation. 

While very few drilling rigs made abroad were supplied 

to Russia in the early 2000s, starting from 2006, the 

imported products gradually gained traction with the 

Russian market. The European and US yards (Bentec, 

Drillmec, National Oil Well Varco, etc.) were the 

manufacturers of choice. 

However, the 2006–2008 demand for drilling equipment 

was high all around the world, which led to an increased 

utilization of all key global manufacturers and benefited 

the Chinese companies that had a considerable 

capacity underutilization. 

As a result, as soon as in 2008, the share of the Chinese 

drilling rigs in the Russian market, according to the 

Techart’s information, was over 60% in physical terms. 

The market was struck by fundamental changes in 2011 

and 2012: the import content went down. It was related 

to both the production recovery in the Uralmash plant 

and introduction of an import duty (10% but not less than 

2.5 Euros/kg) in 2012. It led to a 30–40% increase in the 

Chinese drilling rig prices. 

The ratio of the Russian domestic and foreign (mainly 

Chinese) products has been relatively stable in the last four 

years. The Russian equipment is in the first place (from 

46% to 61%). It is followed by the equipment imported 

from China (up to 39%). 4 rigs made in the US were 

brought to Russia between 2015 and 2016. 

At the moment, the Russian players capable of producing 

the popular drilling rigs with a hook load capacity of 225- 

320 t can construct up to 76 drilling rigs per year with 40 

of them being made by the Uralmash plant. 

Forecast 

The drilling and support service market prospects are 

largely linked to the service market expansion in the entire 

O&G industry. 

Despite the falling oil prices, the drilling market still has 

its appeal for investors. It is connected to the need to 

maintain the current production level and develop 

new fields. 



61


В результате цены на китайские буровые установки 

взлетели на 30–40%. 

В течение четырех последних лет в структуре 

покупок наблюдается довольно стабильное 

соотношение отечественной и зарубежной (прежде 

всего китайской) продукции. На первом месте 

находится российская техника (от 46% до 61%). За 

ней следует оборудование, импортированное из 

Китая (до 39%). За 2015–2016 гг. в Россию были 

ввезены 4 установки американского производства. 

На данный момент основные российские игроки, 

способные производить востребованные БУ 

грузоподъемностью 225–320 т, могут изготовить 

до 76 БУ в год, причем 40 из них приходится на 

завод «Уралмаш». 

Прогноз на будущее 

Перспективы рынка бурения и сопроводительных 

услуг во многом связаны с развитием рынка сервиса 

в нефтегазовой отрасли в целом. 

Несмотря на снижение цены на нефть, рынок 

бурения по-прежнему остается привлекательным 

для инвесторов. Связано это с необходимостью 

поддерживать текущий уровень добычи и разработки 

новых месторождений. 

Вопреки ожиданиям предыдущих лет, пик бурения, 

по оценке «Текарт», пришелся на 2016 год. В 2017 

году, по предварительной оценке, произойдет 

еще некоторое увеличение прироста проходки, 

так как на этот год намечена реализация проектов 

в Большехетской впадине (ЯНАО) и Юрубчено- 

Тохомской зоне (Восточная Сибирь). В ближайшем 

будущем крупных проектов по освоению 

месторождений с большими объемами буровых 

работ не запланировано, поэтому в 2018–2020 гг. 

ожидается падение уровня проходки до показателя 

2016 года. 

Помимо незначительного роста объемов проходки 

в бурении, ожидается опережающий рост рынка 

в стоимостном выражении. Связано это с тем, 

что поддержание производства на существующих 

месторождениях заключает в себе значительные 

сложности, и нефтедобывающие компании переходят 

к разработке новых месторождений в таких регионах, 

как Восточная Сибирь и Тимано-Печорский регион, 

где необходимы более высокие затраты. 

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром нефть» 

и журналом «Сибирская нефть» 

Published with thanks to Gazprom Neft & Sibirskaya Neft MAGAZINE 


Contrary to the previous prognosis, the drilling peak, 

according to the Techart’s estimate, occurred in 2016. 

Based on a preliminary estimate, the meters drilled will 

somewhat increase in 2017, since the Bolshekhetskaya 

Depression project (the Yamal Nenets Autonomous 

District) and the Yurubcheno-Tokhomskoye Area project 

(the Eastern Siberia) are contemplated for this year. 

No large field development projects with an extensive 

drilling activity are scheduled for the immediate future, 

so the meters drilled are expected to drop in 2018– 

2020 back to their 2016 level. 

Besides a minor increase in the meters drilled, the market 

is anticipated to grow in monetary terms at an accelerated 

rate. It is brought about by the daunting challenges of 

sustaining production in the existing fields, and the oil 

producing companies shift to developing new fields in 

such areas as the Eastern Siberia and the Timan-Pechora 

area that implies higher costs. 

Alexei Cherepanov, In-House Oil 

Service Efficiency Program Manager 

for Gazprom Neft: 

“Considering the introduction of the new 

big data technology that reaches out to 

nearly every domain of human activity, 

drilling efficiency will grow significantly driving margin of 

profitability for many fields. As drilling efficiency rises, like 

it happened in the US during the “shale revolution”, the 

correlation between the number of the meters drilled and the 

number of the drilling rigs will change or completely vanish in 

its explicit form. Russia has already got the ball rolling on its 

shift to high technology drilling, so, if no general economic 

shock occurs, we should expect to see at least the 

quantitative changes in the functional relations and trends in 

the next few years.” 

Алексей Черепанов, руководитель программ 

операционной эффективности собственных 

нефтесервисов «Газпром нефти»: 

«Учитывая внедрение новых технологий по 

использованию больших данных, которые проникают 

практически во все области человеческой 

деятельности, эффективность бурения будет расти, за 

счет чего порог рентабельности многих месторождений 

существенно снизится. С увеличением эффективности 

бурения, как это произошло в США во времена 

сланцевой революции, зависимость между проходкой 

и количеством буровых установок изменится или 

вообще может пропасть в явном виде. В России 

процесс перехода на высокотехнологичное бурение 

уже начался, поэтому, в отсутствие общеэкономических 

потрясений, следует ожидать как минимум 

количественного изменения функциональных связей и 

трендов в ближайшие несколько лет.» 


DRILLING 



63

ДОБЫЧА 

ПАО «Татнефть»: Внедрение нового «калибра» 

ШГН на скважине НГДУ «Елховнефть» 

Tatneft: New Sucker Rod Pumps Installed at 

Elkhovneft NGDU 

Реналь Исламов, начальник Производственного отдела по добыче нефти и газа, 

НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть» 

Ленар Миникаев, руководитель гр.ТТДН Производственного отдела по добыче 

нефти и газа, НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть» 

Марат Тимерзянов, ведущий инженер-технолог гр.ТТДН Производственного 

отдела по добыче нефти и газа, НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть» 

Ленар Каримов, ведущий инженер-технолог гр.ТТДН Производственного отдела 

по добыче нефти и газа, НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть» 

Р 

азвитие технологий добычи нефти зависит 

от качества и объема внедрения новейших 

достижений ТЭК в промышленное производство 

непосредственно на месторождении. Но перед 

внедрением необходимо испытать и доказать 

эффективность технологий на стадии выполнения 

опытно-промышленных испытаний (ОПИ). Среди 

значительного количества работ, проводимых 

специалистами Производственного отдела добычи 

нефти и газа одним из самых ярких, в 2017 году, 

стало внедрение штангового глубинного насоса 

с промежуточным диаметром плунжера, равным 

50 мм. 

Renal Islamov, Head of Oil Producion Methods and Technology Team, O&G 

Production Department, Yelkhovneft NGDU, JSC TATNEFT 

Lenar Minikaev, Head of Oil Production Methods and Technology Team, O&G 

Production Department, Elkhovneft NGDU, JSC TATNEFT 

Marat Timerzyanov, Lead Process Engineer of Oil Producion Methods and 

Technology Team, O&G Production Department, Elkhovneft NGDU, JSC TATNEFT 

Lenar Karimov, Lead Process Engineer of Oil Producion Methods and Technology 

Team, O&G Production Department, Elkhovneft NGDU, JSC TATNEFT 

T 

he development of oil production technologies 

depends on the quality and scope of the latest 

achievements which have been implemented as part of 

the industrial production process, directly in the field. 

However, before any technology can be implemented, 

it needs to prove its efficiency at the pilot testing stage. 

The adoption of a sucker-rod pump with a 50 mm 

diameter plunger was one of the most significant of 

projects undertaken by specialists of the O&G Production 

Department in 2017. 

What is so significant about this size? Plunger diameter 

increments of 5-6 mm (reference Fig. 1) are typical of 

64 



PRODUCTION 

Чем же особенен этот типоразмер? Привычная всем 

линейка насосов ШГН характеризуется дискретностью 

в диаметрах плунжера 5-6 мм (рис. 1). При этом 

из стандартного ряда незаслуженно выпал насос 

с «промежуточном» диаметром плунжера – 50 мм, 

порой столь необходимый для технологических нужд. 

Осознание данного факта и подтолкнуло специалистов 

НГДУ «Елховнефть» на идею разработки и испытания 

насоса нового «калибра». 

Среди всего многообразия способов эксплуатации, 

применяемых в процессе нефтедобычи наиболее 

распространенным для условий ПАО «Татнефть» 

являются установки ШГН. До настоящего времени 

существовало 2 традиционных решения по добыче 

жидкости объёмом до 40 м 3 /сут – это применение 

57-го насоса в паре с обычным станком-качалкой, 

либо внедрение 44-го насоса с большей линейной 

скоростью откачки. При этом каждое из решений не 

лишено серьезных недостатков. С чем это же это 

связано? 

the standard range of sucker-rod pumps (ShGN) while 

pumps with a plunger of “intermediate” diameter i.e. 50 

mm does not form part of the standard range. However, 

this particular diameter is sometimes required for 

technological reasons. When this was taken on board by 

specialists of Elkhovneft’s Oil and Gas Production Board 

(NGDU), they commenced development and testing of a 

pump with this new bore. 

In the broad range of artificial lift systems, the most 

commonly used by JSC TATNEFT are sucker rod pumps. 

Currently, there are two traditional solutions for fluid 

production at a rate of 40 m 3 /day. These are 57 bore 

pumps together with a common sucker-rod pump or the 

use of 44 bore pumps with an increased linear pumping 

speed. At the same time both solutions have significant 

disadvantages. What is the reason? 

1) ShGN-57 pump has a running depth restriction due to 

the high hydrostatic load of the liquid column causing an 

overloading in the down-hole pumping equipment and 

1) ШГН-57 имеет 

ограничения по 

глубине спуска, в 

связи с высокими 

гидростатическими 

нагрузками столба 

жидкости, приводящими 

к перегрузу глубиннонасосного 

и наземного 

оборудования, в связи 

с чем его применение 

осуществимо не для 

всех условий. К тому же 

эксплуатация глубоких 

скважин с данным 

насосом сопряжена 

с дополнительными 

расходами на 

приобретение 

упрочненных насосных 

штанг и наземных 

приводов большей 

грузоподъемности. 

А все эти факторы 

в совокупности 

обуславливают и низкую энергоэффективность 

представленного варианта. 

Рис. 1. Линейка типоразмеров ШГН 

Fig. 1. Range of sucker-rod pump bores 

2) Охватить требуемый диапазон дебитов возможно 

и с внедрением ШГН-44. При этом эксплуатация 

становится возможна в двух случаях – за счет 

увеличения числа качаний или длины хода привода. 

В первом случае – это запредельное число качаний, 

являющееся, как известно из промыслового опыта 

surface facilities. This restricts the use of such pumps 

under certain conditions. Moreover, the operation of deep 

wells with this pump leads to additional costs related to 

the purchase of reinforced sucker rods and ground-based 

gears with a higher load capacity. All these facts together 

result in the low energy efficiency of the pump. 

2) ShGN-44 pumps can also be used for the required well 

rate. In this case, pumping operations are possible provided 



65

ДОБЫЧА 

негативным фактором с технической, технологической 

и энергетической точек зрения. Эксплуатация же 

длинноходового оборудования, хоть и является исходя 

из техники и технологии добычи нефти благоприятной, 

тем не менее в условиях ПАО «Татнефть», обладающей 

многотысячным парком станков-качалок, становится 

менее рентабельной. 

Исходя из изложенного, стало очевидно, что 

необходима 

разработка недорого 


сочетающего в себе 

положительные 

стороны каждого 

из представленных 

вариантов, 

позволяющего гибко 

регулировать отбор 

как в большую, так и 

в меньшую стороны 

и нивелировать 

погрешности в 

определении 

добывных 

возможностей 

скважины. Перед 

производителем 

нефтепромыслового 


– заводом ООО 

«ЭЛКАМ» была 

поставлена задача 

разработать насос 

«промежуточного» 

типоразмера 


Рис. 2. Внешний вид ШГН-50 

Fig. 2. Pump ShGN-50 

с диаметром плунжера 50 мм и впервые для 

российских нефтедобывающих компаний подобное 

оборудование было изготовлено. 

Согласно программы экспериментальных работ 

в 2017 году на добывающей скважине НГДУ 

«Елховнефть» ПАО «Татнефть» был внедрен 

насос 25-200-RWAM-18-4. Целями испытаний 

являлась проверка надежности, экономической и 

технологической эффективности насоса. В ходе 

опытно-промышленных испытаний оценивался 

целый комплекс параметров: нагрузки на наземный 

привод, загруженность штанговой колонны, 

изменение дебита скважины, удельное потребление 

электроэнергии, надежность оборудования. 

За период ОПИ насос 25-200-RWAM доказал 

соответствие заявленным техническим 

характеристикам. Отказов за период наблюдения 

не происходило. 

that the pumping speed or length of stroke is increased. 

The first option implies excessive pumping speed, which is 

a negative factor from the technical, production and energy 

point of view. This has been proven by field experience. 

Long stroke equipment is advantageous from the 

technical and technological point of view for oil recovery. 

However, this is less cost efficient from the point of view 

of JSC TATNEFT which owns a sucker-rod pumping fleet 

of thousands of units. 

There is a need to design equipment which is cost 

effective and combines the advantages of both 

the lifting options described above. This is aimed 

at ensuring the flexible control of production, to a 

greater or lesser extent, and to mitigate any errors 

when determining of the potential productivity of 

wells. ELKAM LLC plant, was assigned with the task 

of designing a pump with a plunger of “intermediate” 

diameter, 50 mm. The equipment was fabricated by 

Russian oil companies for the first time. 

In accordance with pilot test program for 2017, JSC 

TATNEFT adopted pump 25-200-RWAM-18-4 for use 

at Elkhovneft NGDU’s production well. The test was 

performed to verify the reliability and economic and 

technological efficiency of the pump. A wide range of 

parameters were evaluated during the pilot test such as: 

loads imposed on ground-based gear, rod string work load, 

well fluctuation rates, specific consumption of power, and 

the reliability of equipment. 


PRODUCTION 

Максимальная нагрузка на НП, кг 

Maximum load on ground-based gear kg 

12,000 

11,000 

10,000 

9,000 

8,000 

7,000 

6,000 

5,000 

6200 

5400 

6500 

5600 

6700 

5900 

7100 

6200 

7300 

6400 

8600 

6700 

9000 

6900 

9200 

7200 

9600 

8500 

9900 

8800 

10300 

9100 

10600 

9400 

10900 

9600 

4,000 

900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 

Длина подвески, м Setting Depth, m 

Фактчиеские нагрузки СШН-50 

Actual loads for sucker-rod pump bore 50 

Расчетные нагрузки СШН-50 

Design loads for sucker-rod pump bore 50 

Расчетные нагрузки СШН-57 

Design loads for sucker-rod pump bore 57 

Рис. 3. Динамика расчетных и фактических нагрузок при эксплуатации ШГН-50 и ШГН-57 

Fig. 3. Design and actual load dynamics during operation of pumps ShGN-50 and ShGN-57 

Среди полученных в рамках испытаний результатов 

стоит отметить возможность увеличения глубины 

подвески почти на 150м в сравнении с насосами 

с диаметром плунжера 57мм с сохранением 

типоразмера наземного привода. А при технических и 

(или) технологических ограничениях внедрения ШГН-57 

новый насос способен обеспечить и дополнительную 

добычу нефти за счет увеличения глубины подвески. 

Стоит обратить внимание и на исполнение насоса. 

В связи с необходимостью сокращения затрат 

на проведение подземных ремонтов, а также 

повышения надежности резьбовых соединений НКТ 

в условиях ПАО «Татнефть» на сегодняшний день 

реализуется масштабная программа по организации 

текущих ремонтов по замене отказавших ШГН, 

ликвидации обрывов, отворотов насосных штанг 

без подъема колонны насосно-компрессорных труб. 

Оптимальный диаметр и вставная тонкостенная 

конструкция ШГН-50 отвечает новым требованиям, 

позволяя осуществлять его эксплуатацию в насоснокомпрессорных 

трубах с условным диаметром 73 мм, 

что обеспечивает его взаимозаменяемость с насосами 

меньшего типоразмера. 

Как уже отмечалось выше, режим откачки тесно 

связан с энергоэффективностью УШГН. В связи 

с тем, что ранее диапазон дебитов от 30 до 40 м 3 / 

сут не был охвачен «своим» типоразмером насоса 

за это приходилось платить большим удельным 

The pilot test proved the compliance of pump 25-200- 

RWAM with the declared specifications. No failures 

occurred during the control period. 

One of the test results which needs to be noted is the 

possibility of increasing the setting depth by almost 150m, 

in comparison with pumps fitted with a 57 mm plunger 

diameter, while keeping the same size of ground-based 

gear. Taking into consideration the technical and (or) 

process restrictions related to the adoption of ShGN-57 

pump, the new pump can also enhance oil production by 

increasing the setting depth. 

It is worth also considering the pump’s configuration. 

Due to the need to reduce costs for underground repairs, 

and to increase the efficiency of threaded connections of 

the well tubing, JSC TATNEFT is currently implementing 

an ambitious maintenance program by replacing failed 

sucker-rod pumps, repairing the cracks and sucker rod 

turn-aways without lifting the tubing string. The optimum 

diameter and insert thin wall design of the ShGN- 

50 pumps comply with the new requirements, thus 

enabling operation of the pump within tubing with a rated 

diameter of 73 m and ensuring interchangeability of the 

pump with smaller bore pumps. 

As has been already mentioned, the pump down 

performance is closely connected to the energy efficiency 

of the sucker-rod pumping unit. Previously no pump with 



67

ДОБЫЧА 

энергопотреблением. Сопоставление с ШГН-44 при 

проведении промысловых испытаний, подтвердили 

данный тезис, позволив нам соптимизировать 

суточное потребление на 9,5% при идентичных 

дебитах. 

В целом, по результатам проведенных испытаний, 

насос 25-200-RWAM-18-4 как самостоятельный 

типоразмер показал технологическую 

эффективность в совокупности с экономической 

привлекательностью, на основании чего был оценен 

потенциальный фонд по Компании в целом, который 

составил не менее 5% от всего фонда УШГН. 

Наряду с активной позицией руководства Компании 

по совершенствованию техники и технологии 

добычи нефти и газа, немаловажную роль играет 

и творческий подход специалистов к решению 

непростых задач, именно таким качеством и 

обладает коллектив Производственного отдела по 

добыче нефти и газа НГДУ «Елховнефть». 

a special plunger diameter for the well production rate 

range of 30-40 m 3 /day existed. This was compensated 

by a higher specific consumption of power. The field test 

proved this statement by reducing the daily rate of power 

consumption by 9,5% for the same production rate (in 

comparison with pump ShGN-44). 

In general, as the test showed, the 25-200-RWAM-18- 

4 pump as a separate typical size, is technologically 

and economically efficient. On this basis, the company 

decided that at least 5% of the total sucker-rod pumping 

unit fleet throughout the entire Company should be 

earmarked for the potential usage of this particular type 

of pump. 

In addition to the pro-active position of Company 

management to enhance their oil and gas production 

equipment and technology, the creative approach of the 

specialists to resolve complex tasks is an essential factor, 

and the team of Elkhovneft NGDU O&G Production 

Department does indeed possess these qualities! 

Реналь Исламов 

Начальник Производственного отдела по 

добыче нефти и газа 


Renal Islamov 

Head of Oil Producion Methods and 

Technology Team, O&G Production 

Department, Yelkhovneft NGDU, 

JSC TATNEFT 

Марат Тимерзянов 

Ведущий инженер-технолог гр.ТТДН 

Производственного отдела по добыче 

нефти и газа 


Marat Timerzyanov 

Lead Process Engineer of Oil Producion 

Methods and Technology Team, O&G 

Production Department, Yelkhovneft NGDU, 

JSC TATNEFT 

Ленар Миникаев 

Руководитель гр.ТТДН Производственного 

отдела по добыче нефти и газа 


Lenar Minikaev 

Head of Oil Production Methods and 

Technology Team, O&G Production 

Department, Yelkhovneft NGDU, 

JSC TATNEFT 

Ленар Каримов 

Ведущий инженер-технолог гр.ТТДН 

Производственного отдела по добыче 

нефти и газа 


Lenar Karimov 

Lead Process Engineer of Oil Producion 

Methods and Technology Team, O&G 

Production Department, Yelkhovneft NGDU, 

JSC TATNEFT 



PRODUCTION 



69

KDR 2017 

21 Сентября 2017 

Дворец Независимости, Астана 

21 st September 2017 

Palace of Independence, Astana 

3-м Казахстанский круглый стол по бурению, 

организованный совместно с генеральным партнером 

мероприятия и платиновым спонсором - АО НК 

«КазМунайГаз» и Научно-исследовательским институтом 

технологий добычи и бурения, прошел во Дворце 

независимости в Астане 21 сентября. 

• Организован в тесном сотрудничестве с Научноисследовательским 

институтом технологий добычи и 

бурения «КазМунайГаз» 

• Крупнейший ежегодный региональный форум 

руководителей и экспертов буровой и добывающей отрасли 

Внимание третьего заседания Казахстанского круглого 

стола по бурению сосредоточилось на трех основных 

темах: бурение, заканчивание и интенсификации 

The 3 rd KDR, Well Engineering Forum, the unique drilling 

and production conference held in direct partnership with 

JSC NC KazMunayGas and its Scientific Research Institute 

for Drilling and Production (SRI PDT), recently took place 

at the Palace of Independence in Astana on the 

21 st September. 

• Hosted in full partnership with KazMunayGas SRI-PDT 

(Scientific Research Institute for Drilling and Production 

Technologies) 

• Largest yearly regional gathering of drilling and production 

heads and experts 

The forum focused on on three key topic areas, focused on 

3 key topic areas: Drilling, Completions and Well Stimulation. 

The event covered key regional topics in specific detail. 

70 



KDR 2017 

притока. На мероприятии рассматривались конкретные 

аспекты основных для региона тем. 

В течение дня работа велась в трех залах для 

обсуждения технических вопросов с перерывами 

на кофе и общение, а также полноценный обед. 

Казахстанский круглый стол по бурению собрал свыше 

240 делегатов высокого уровня из 120 компанийучастниц. 

Во всех залах шли технические заседания, 

углубленные обсуждения и обмен опытом. 

The day was divided into three technical discussion halls which 

were broken up with networking coffee breaks and a sit-down 

lunch. The KDR saw over 240 high level delegates from 120 

participating companies. All the halls were filled with technical 

sessions, in-depth discussions and knowledge sharing. 

After the event registration and pre-show coffee networking 

working period - all KDR participants gathered into Hall 1 for 

the events opening key note presentation: 

После регистрации участников, кофе и общения перед 

началом форума все делегаты Казахстанского круглого 

стола по бурению собрались в зале 1, чтобы заслушать 

основное вступительное слово на этом мероприятии. 

Олег Карпушин, исполнительный вице-президент по 

добыче, разведке и нефтесервисам АО НК «КазМунайГаз», 

открыл заседание, поприветствовал участников и обсудил 

замечания своих предшественников на Казахстанском 

круглом столе по бурению 2015 г. и 2016 г., заявив 

круглому столу о своем обязательстве «никогда не бурить 

нерентабельные скважины». 

Целью этого было обратить внимание участников 

Казахстанского круглого стола по бурению, подрядчиков 

и сервисных компаний на повышение эффективности 

бурения, а также оптимизацию процессов бурения и добычи. 

Упомянув лозунг Казахстанского круглого стола по 

бурению 2015 г. «никогда не бурить нерентабельные 

скважины», а также ключевую фразу Казахстанского 

круглого стола по бурению 2016 г. «повысить качество 

бурения», Олег объявил, что Казахстанский круглый 

стол по бурению 2017 г. сосредоточится 

на «улучшение экономики во всем жизненном 

цикле скважины». 

Он ясно дал понять участникам, что «сегодня нам необходимо 

решить, как оптимизировать экономические показатели 

на протяжении срока эксплуатации тысяч действующих 

скважин, какие технологии возможно использовать, чтобы 

повысить рентабельность с целью обеспечения лучшего 

качества бурения, изоляции зон, целостности скважин, 

а также снижения давления в затрубном пространстве. 

Целью этого форума является обмен идеями и опытом, а 

также улучшение сотрудничества между заказчиками и 

подрядчиками. Я надеюсь на развитие эффективного 

сотрудничества и достижение практических результатов 

в ходе данного мероприятия». 

После того, как г-н Карпушин закончил свой основной 

доклад, участников пригласили пройти в три следующих 

зала для обсуждений по своему усмотрению: услуги по 

бурению скважин, технологии заканчивания, геологотехнические 

мероприятия. 

Олег Карпушин, исполнительный вице-президент по добыче, разведке и 

нефтесервисам АО НК «КазМунайГаз» 

Oleg Karpushin, Executive Vice President for Production, Exploration and 

Oilfield Services at JSC NC KazMunayGas 

Oleg Karpushin, Executive Vice President for Production, 

Exploration and Oilfield Services at JSC NC KazMunayGas 

started proceedings, welcoming all participants and discussing 

his predecessor’s comments at KDR 2015 & 2016, by declaring 

his commitment that KMG “we will never drill uneconomical wells”. 

It was intended to focus the attention of the KDR participants, 

the contractors and service companies, on improving drilling 

efficiency and optimizing drilling and production processes. 

With the catchphrase of KDR 2015 being «We will not drill 

uneconomical wells», and moving on to «Improving drilling 

quality» in 2016 – Mr. Karpushin declared the KDR 2017 

would focus on “improving the economics across the whole 

life cycle of the well”. 

He went on to make it clear to all participants that, “Today we 

need to decide how to optimize the economics of life cycle of 

thousands of operating wells, what technologies can be used to 

improve economic efficiency for improving drilling, zonal isolation 

and well integrity, and decreasing annulus pressure. The aim of 

this forum is to exchange ideas and experience, also improve 

cooperation between customers and contractors. I hope to find 

effective cooperation and practical result of this event”. 

With Mr. Karpushin finishing his keynote presentation, 

participants were then invited to join the three event 

discussion halls, and could choose between session halls: 

Drilling Services, Completions or Well Intervention. 



71

KDR 2017 

Зал 1 (Услуги по бурению скважин): Сессия 1 

В зале 1, посвященном услугам и стратегиям по 

бурению, а также сопутствующим услугам, прошли 

конструктивные дискуссии. Сессии сосредоточились 

на таких ключевых областях, как: стратегии бурения, 

размещение скважин, горизонтальное бурение, 

буровые растворы и дополнительных вопросах для 

обсуждения. 

Hall 1 (Drilling Services): Session 1 

With Hall 1 dedicated to drilling and related services and 

strategies, some excellent discussions ensued. The sessions 

focused on key areas such as: Drilling Strategies, Well 

Placement, Horizontal Drilling, Drilling Fluids, and further 

discussion areas. 

Модератором первой сессии стал Малик Таскинбаев, 

директор департамента бурения и КРС «Разведки 

Добычи КазМунайГаз», а выступающими - Аман 

Махамбетов, ведущий инженер по креплению скважин 

«Шлюмберже», и Нуралы Гулджумаров, заместитель 

директора департамента по бурению и капитальному 

ремонту, с докладом «Супервайзинг (деятельность по 

контролю и надзору) в «Разведке Добыче КазМунайГаз». 

Г-н Махамбетов открыл сессию своим выступлением под 

названием «Размещение скважин в коллекторе малой 

мощности на примере Казахстана». 

Выступление продолжило его доклад на Казахстанском 

круглом столе по бурению 2016 г. об успешном 

выполнении геонавигации в сложных геологических 

условиях для АО «CNPC-Актобемунайгаз» и год 

спустя он обсудил новые примеры успешного 

горизонтального бурения. 

Это было замечательное вступительное выступление, 

которое вызвало подробные обсуждения, в 

ходе которых ведущий сессии г-н Таскинбаев 

поинтересовался техническим контролем за 

геонавигацией, а Асель Салимова, руководитель 

отдела геологии и геофизики в Baker Hughes, спросила, 

помимо прочего, выполнялся ли в режиме реального 

времени анализ проницаемости трещины. 

Со вторым докладом выступил Нуралы Гулджумаров, 

заместитель директора департамента бурения 

и капитального ремонта в «Разведке Добыче 

КазМунайГаз», с докладом «Супервайзинг в «Разведке 

Добыче КазМунайГаз». 

В выступлении были рассмотрены основы создания 

единой системы надзора и контроля, на которых 

«Разведка Добыча КазМунайГаз» планирует начать 

экспериментальный проект по оказанию собственных 

услуг по супервайзингу на базе АО «Озенмунайгаз». 

Главной целью является укрепление сотрудничества при 

выполнении подрядчиками работ на буровой площадке, 

обеспечение согласованности целей супервайзера и 

задач хозяйственной деятельности «Разведки Добычи 

КазМунайГаз», снижение текучести супервайзеров, 

повышение уровня компетентности и совершенствование 

техники безопасности. 


Малик Таскинбаев, директор департамента бурения и 

геофизических исследований скважин «Разведки Добычи a» 

Malik Taskinbayev, KMG EP Drilling and Well Logging Department Director 

Moderating the first session was Malik Taskinbayev, KMG 

EP Drilling and Well Logging Department Director with the 

session speakers consisting of Amangeldi Makhambetov, 

Schlumberger Well Placement Domain Champion and Nuraly 

Guldzhumarov, Deputy Director of Drilling and Workover 

Department on «Supervising Activities at KMG EP». 

Mr. Makhambetov, opened the session with his presentation 

titled «Well placement in a thin reservoir layer, a case study 

from Kazakhstan». 

The presentation was a follow on from his KDR 2016 report 

about successful implementation of geologic navigation in 

complicated geologic conditions for JSC «CNPC-AMG» – 

and a year on, he discussed more examples of successful 

horizontal drilling. 

It was a great opening presentation and initiated an in-depth 

Q&A, where session moderator Mr. Taskinbayev asked about the 

quality control of the geo-navigation and Assel Salimova, Head 

of Geological and Geophysical Department at Baker Hughes 

asked about, amongst other questions, whether real-time fracture 

permeability analysis was done to optimize well trajectory. 

The second presentation of the session was delivered by Nuraly 

Guldzhumarov, KazMunayGas EP, Deputy Director of Drilling and 

Workover Department on «Supervising activities at KMG EP». 

The presentation looked at the framework of creating a unified 

supervising system in which, KazMunayGas E&P is planning 

to launch a pilot project for implementing its own supervising 

service at the facilities of JSC «Ozenmunaigaz». The main 

aim is to improve the cooperation of the contractors’ work at 


2018 

6-й Российский Круглый Стол по Бурению 


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! 


www.rdcr.net

KDR 2017 

На основании этого были выделены пять главных 

критериев оценки деятельности по контролю и надзору: 

отсутствие нарушений, выполнение всех требований по 

промышленной безопасности на объекте, сокращение 

сроков строительства и капитального ремонта скважин, 

сокращение расходов на строительство и капитальный 

ремонт, минимизация непродуктивного времени при 

строительстве и капитальном ремонте, своевременный 

пуск скважины в эксплуатацию. 

the drilling site, ensure coordination between the supervisor’s 

goals and the objectives of the KMG EP business, reduce staff 

turnover among supervisors and develop competence within 

the company, and improve safety practices. 

После этого президент АО KazPetroDrilling Асхат 

Дуйсалиев заметил, что до настоящего времени 

существовала проблема отсутствия согласованных 

процедур и положений, согласно которым могли бы 

своевременно приниматься решения и осуществляться 

изменения, связанные с процессом бурения. Изучение 

и решение данного вопроса устранило бы множество 

проблем как для супервайзеров, так и для подрядчиков. 

Сергей Меденцев, руководитель по буровым растворам 

в СП «KAZ MI», выступил с последним перед закрытием 

первой сессии докладом под названием «Буровые 

растворы для бурения горизонтальных скважин - 

несколько простых решений ключевых проблем». 

Г-н Меденцев рассказал о более доступных растворах 

для бурения горизонтальных скважин, а также 

распространенных ошибках при их применении. 

В ходе оживленного обсуждения Валерий Зензин, ТОО 

«Жаикмунай», прокомментировал, что, к сожалению, 

многие добывающие компании-заказчики не всегда 

могут правильно определить основную цель и задачу при 

определении бурового раствора и зачастую делают выбор 

в пользу формального соответствия цифрам на бумаге. 

Хотя приоритетом должно быть понимание того, что 

происходит в течение срока эксплуатации скважины, из 

которой заказчик будет добывать в последующие 20 лет. 

Аман Махамбетов, ведущий инженер по креплению скважин 

«Шлюмберже» 

Amangeldi Makhambetov, Well Placement Domain Champion, 

Schlumberger 

Based on this, five main criteria were identified for evaluating 

the supervising activity: the absence of violations and the 

fulfillment of all requirements of industrial field safety; reduction 

of well construction and workover period; reduction of well 

construction and workover expenditure; minimization of 

unproductive time in well construction and workover; timely 

well start-up operations. 

Following on from this the President of JSC «KazPetroDrilling» 

Askhat Duisaliev noted that to date there was a problem of lack of 

approved procedures and provisions, according to which timely 

decisions and changes arising in the drilling process would be 

taken. The study and resolution of this issue would eliminate many 

problems, both for supervisors and contractors. 

Sergey Mendetsev, Kaz M-1 JV Fluids Operations Manager 

presented next to close the first session, with the presentation 

titled: Fluids horizontal wells – some simple solutions to key 

challenges. 

Mr. Mendetsev spoke about more affordable drilling fluids for 

horizontal drilling and frequent mistakes made with the use of 

horizontal drilling mud. 

Нуралы Гулджумаров, заместитель директора департамента 

по бурению и капитальному ремонту, с докладом «Супервайзинг 

(деятельность по контролю и надзору) в «Разведке Добыче КазМунайГаз» 

Nuraly Guldzhumarov, Deputy Director of Drilling and Workover 

Department on «Supervising Activities at KMG EP» 

During a lively Q&A, Valery Zenzin, Zhaikmunai LLP Director 

of Drilling Department, commented that, unfortunately, many 

producing customers cannot always correctly determine 

the main goal and task during the selection of drilling mud, 

and often make a choice in favor of formal compliance with 

the figures on paper. Although the priority should be an 

understanding of what is happening in the well life cycle, from 

which the customer is going to produce another 20 years”. 

74 



KDR 2017 



75

KDR 2017 

Зал 1: Сессия 2 

Модератором второй сессии выступил Валерий Зензин, 

директор «Жаикмунай» по бурению, а открыл ее Куаныш 

Сарбаев, геолог департамента он-лайн бурения Научноисследовательского 

института технологий добычи и 

бурения, доклад которого был посвящен «Управлению 

при бурении горизонтальных скважин в режиме 

реального времени». 

Hall 1: Session 2 

The second session was moderated by Valery Zenzin, 

Zhaikmunai Drilling Director and was opened by Kuanysh 

Sarbaev, SRI PDT Engineer of the Department of Online 

Drilling with the presentation focused on “Real time drilling 

management of a horizontal well”. 

The second presentation was delivered by, Alexey 

Cherepanov, JSC NC Gazprom Neft Operational Efficiency 

and In-House OFS Manager; looking at «Drilling strategies». 

Валерий Зензин, директор «Жаикмунай» по бурению 

Valery Zenzin, Drilling Director, Zhaikmunai LLP 

Со вторым докладом выступил Алексей Черепанов, 

руководитель программ операционной эффективности 

собственных нефтесервисов ПАО «Газпром нефть», 

который рассмотрел «Стратегии организации бурения». 

Доклад был посвящен стратегии организации буровых 

работ «Газпром нефти» и затрагивал выполнение работ 

как в Арктике, так и на шельфе, включая обсуждение 

функций супервайзинга. 

В ходе обсуждений Нуралы Гулджумаров, заместитель 

директора департамента бурения и капитального 

ремонта «Разведки Добычи КазМунайГаз», 

поинтересовался мнением г-на Черепанова о том, 

должен ли супервайзинг быть внутренним или 

внешним. Г-н Черепанов ответил, что супервайзер 

должен работать в интересах компании, при этом 

г-н Гулджумаров заметил, что супервайзинг не 

является дорогостоящим и спросил, каким образом 

рассчитывается прибыль на вложенные средства 

и эффективность работы. Гульсина Карабакиева, 

региональный менеджер по развитию бизнеса TDE 

Group, отметила, что в докладе обращалось внимание 

на буровые бригады, и она хотела бы узнать, как 

проводился анализ показателей работы бригады. 

Г-н Черепанов ответил, что анализ основывался на 

ключевых показателях эффективности, при этом 

регистрация времени, затраченного бригадой на 

буровые работы, производится системой контроля. 

3-е заключительное выступление перед перерывом на 

обед с рассадкой и общением сделал Серик Каспаев, 

Алексей Черепанов, руководитель программ операционной 

эффективности собственных нефтесервисов ПАО «Газпром нефть» 

Alexey Cherepanov, Gazprom Neft PJSC, Operational Efficiency and In- 

House OFS Manager 

The presentation focused on Gazprom Neft drilling strategies, 

discussing both artic operations and shale, with supervisory 

roles discussed. 

During the Q&A, Nuraly Guldzhumarov, JSC NC KazMunayGas 

EP, Deputy Director of Drilling and Workover Department, was 

interested in Mr. Cherepanov´ opinion, on whether supervising 

should be internal or external. Mr. Cherepanov responded that 

the supervisor should work due to interests of the company, 

with Mr. Guldzhumarov commenting that supervising is not 

expensive, and asked how the return of invested funds and 

the efficiency of work are calculated. Gulsina Karabakieva, TDE 

Group regional business development manager, noted that the 

speech had drawn attention on drilling crews, and she would 

like to know how the crew’s performance analysis is conducted. 

Mr. Cherepanov replied that the analysis was based on key 

efficiency indicators, and the monitoring system records how 

long the crew performed drilling operations. 

The 3rd and final presentatin before the networking sitdown 

lunch saw Serik Kaspayev, Deputy General Director 

for Operations at MH Industries look at the achievements, 

challenges and future developments at MH Industries looking 

at “Drilling companies at MH Industries – Achievements, 

Challenges and Future Developmentsl”. 

Mr Kaspayev explained to the audience that - “LLP «MH 

Industry» is a holding company that consists of 3 drilling 

76 



KDR 2017 

заместитель генерального директора по производству 

ТОО MH Industry, который рассмотрел «Буровые 

компании холдинга MH Industry: достижения, проблемы и 

пути развития». 

«ТОО MH Industry - это холдинговая компания, 

состоящая из трех буровых компаний, включая ТОО 

«Бургылау» с 19 буровыми установками, где основными 

заказчиками являются «Озенмунайгаз»; «КазМунайГаз 

Бурение», которому принадлежат 11 буровых 

установок различного класса от легкого до тяжелого, 

используемые главным образом на месторождениях 

«Эмбамунайгаза». Третья компания - ТОО «Астра Стар», 

где имеется 4 буровые установки, которые работают 

преимущественно в Кызылординской области на 2 

подрядчиков». Объяснил г-н Каспаев аудитории. По 

окончанию интересного обсуждения утренние сессии 

завершились, а все участники Казахстанского круглого 

стола по бурению были приглашены на обед, за которым 

представились широкие возможности продолжить 

обсуждение в менее формальной обстановке. 


По окончанию обеда, когда все участники были 

готовы и подзаправились для обсуждений второй 

половины дня, сессия 3 зала 1 приветствовал Нуралы 

Гулджумаров, ведущий инженер «Разведки Добычи 

КазМунайГаз», в качестве модератора сессии, а в 

качестве докладчиков к нему присоединились Ато 

Айду, старший инженер по бурению ТОО «Жаикмунай», 

Роберт Вагнер, руководитель направления по 

сбыту и разработке инженерных решений для 

горнодобывающей и нефтегазовой промышленности 

MTU Friedrichshafen GmbH, а также Канат Ашимов, главный 

специалист департамента технологий бурения Научноисследовательского 

института технологий добычи и бурения. 

companies, including «Burgylau» LLP with 19 drilling rigs, 

whose main customers are Ozenmunaigaz, «KazMunayGas 

Bureniye», which has 11 drilling rigs of various classes, 

including light to heavy, all of which are mainly used at 

Embamunaigas fields. The third company is «Astra Star LLP», 

where are 4 rigs, which work mainly in Kyzylorda oblast for 

2 contractors.” Followed by an interesting Q&A the morning 

sessions concluded and all the KDR participants were then 

invited to sit down together for lunch, which provided ample 

opportunities to continue the discussions in less formal 

surroundings. 


With lunch finished and all participants ready and fueled up 

for the afternoon discussions, Session 3 of Hall 1, welcomed 

Nuraly Guldzhumarov, JSC NC KazMunayGas EP Deputy 

Director of Drilling and Workover Department as the session 

moderator, with Ato Aidoo, Zhaikmunai LLP, Senior Drilling 

Engineer, Robert Wagner, MTU Friedrichshafen GmbH 

Senior Manager Mining, Oil and Gas Sales and Application 

Engineering EMEA and Kanat Ashimov, SRI PDT Chief 

Specialist of Drilling Technology Department, joining him as 

the session speakers. 

Mr. Aidoo, Zhaikmunai LLP, titled his presentation «Rig 

inspection and non-productive rig time». And during his 

speech, he compared 4 rigs managed by locals and foreign 

companies based on the inspection results of 2011 and 

2017. According to the technical evaluation of the equipment 

the drilling rigs under foreign management are significantly 

different from the drilling rigs managed by locals. Statistics 

showed that indicators of unproductive time on drilling rigs 

managed by locals are high. The presentation highlighted the 

main reason for the high indicator as the management style, 

the service culture, the lack of spare equipment and spare 

parts, and the lack of experience of the drilling crew when 

working with drilling equipment. 

Ато Айду, старший инженер по бурению ТОО «Жаикмунай» 

Ato Aidoo, Zhaikmunai LLP, Senior Drilling Engineer 

Г-н Айду, ТОО «Жаикмунай», озаглавил свой 

доклад «Проверка состояния буровых установок и 

непроизводительные затраты времени установок». 

Роберт Вагнер, руководитель направления по сбыту и разработке 

инженерных решений для горнодобывающей и нефтегазовой 

промышленности MTU Friedrichshafen GmbH 

Robert Wagner, MTU Friedrichshafen GmbH Senior Manager Mining, Oil 

and Gas Sales and Application Engineering EMEA 



77

KDR 2017 

В своем выступлении докладчик сравнил 4 буровые 

установки, эксплуатируемые местными и зарубежными 

компаниями по результатам проверки состояния в 2011 

и 2017 гг. Как показал контроль технического состояния 

оборудования, буровые установки, работающие в 

иностранных компаниях, значительно отличаются от 

работающих в местных компаниях. Статистические 

данные говорят о высоких показателях непродуктивного 

времени буровых установок, эксплуатируемых местными 

компаниями. В выступлении приводились основные причины 

высоких показателей, такие как: методы эксплуатации, 

культура обслуживания, отсутствие запасного оборудования 

и запасных частей, а также отсутствие опыта работы буровых 

бригад с буровым оборудованием. 

По презентации возникло несколько прекрасных 

вопросов, заданных при обсуждении перед тем, как 

Роберт Вагнер, MTU Friedrichshafen GmbH, выступил с 

примером, где рассматривалось «Бурение в суровых 

условиях Анд», а Канат Ашимов, НИИ ТДБ КМГ, 

рассказал об «Улучшении контроля за жизненным 

циклом скважины от заложения до ликвидации». 

Г-н Ашимов в своем выступлении обрисовал проблемы 

неполноты и неточности данных при проектировании 

строительства скважин, отсутствия обратной связи, 

необходимости комплексного подхода к формированию 

единой базы данных и собственное решение. 


На последней сессии круглого стола дня, который 

можно описать исключительно как прекрасный день для 

выступлений, в качестве модератора сессии выступил 

Пол Сид, директор TMG Worldwide, а вступительный 

доклад сессии о «Результатах рынка бурения в 2016 

г.» прочел Нурлан Жумагулов, генеральный директор 

Союза нефтесервисных компаний Казахстана. 

The presentation drew some excellent questions during the 

Q&A before Robert Wagner, MTU Friedrichshafen GmbH, 

delivered a case study, looking at «Heavy dry drilling in 

the Height of the Andes», with Kanat Ashimov, SRI PDT 

presenting on «Improving control cycle of the well from 

beginning to abandonment». 

Mr. Ashimov, durign his presentation, outlined the problems 

of inadequacy and inaccuracy of the data for well 

construction design, the lack of feedback and a need 

for a consolidated approach to the formation of a single 

database and their solution. 


The last roundtable session, in what can only be described as 

an excellent day of discussions, saw Paul Seed, Director 

at TMG Worldwide as the session moderator, with Nurlan 

Zhumagulov, General Director of Association of Oil Service 

Companies of Kazakhstan making the sessions opening 

presentation, looking at the regional «Drilling market 

results, 2016» 

Mr. Zhumagulov provided some very interesting statistics 

during his presentation, such as that by the end of 2016, the 

total purchase of oilfield services in Kazakhstan amounted to 

2 trillion tenge, which is about 7 billion USD. 350 billion tenge 

were spent for drilling in 2016. He also pointed to drilling stats 

that in 2013, 1865 wells were drilled, but by the end of 2016, 

only 684 wells were drilled. 

Нурлан Жумагулов, генеральный директор Ассоциация 

нефтесервисных компаний Казахстана 

Nurlan Zhumagulov, General Director of Association of Oil Service 

Companies of Kazakhstan 

Пол Сид, директор TMG Worldwide 

Paul Seed, Director, TMG Worldwide. 

Г-н Жумагулов в своем выступлении представил крайне 

интересные статистические данные, например, о том, 

что к концу 2016 г. общий объем нефтесервисных 


According to the presentation, the average value of success 

rate of exploration in Kazakhstan is 20-25%, and it turns out 

that the necessary amount of investment for the advanced 

growth of exploration is at least $1 billion. 

The floor was then given to Maxim Sverchkov, Fixed Gas 

and Flame Detectors Business Development Manager, MSA 

Safety who delivered the final presentation of the day, looking 


KDR 2017 

услуг в Казахстане составил 2 триллиона тенге, что 

приблизительно равно 7 миллиардам долларов. В 2016 

г. на бурение были израсходованы 350 миллиардов 

тенге. Он также указал на статистические данные по 

бурению, свидетельствующие о том, что в 2013 г. была 

пробурена 1865 скважин, при этом к концу 2016 г. 

пробурили только 684 скважины. 

Согласно выступлению средний коэффициент 

результативности разведки в Казахстане составляет 20- 

25%, и оказывается, что необходимый объем инвестиций 

для опережающего роста разведки равен не менее чем 1 

миллиарду долларов. 

Затем выступать пригласили Максима Сверчкова, 

менеджера по развитию бизнеса по стационарным 

газоаналитическим системам MSA Safety, который 

сделал завершающий доклад дня, рассматривающий 

«Контроль утечек газов при помощи ультразвуковых и 

лазерных технологий MSA Safety». 

Завершающее выступление подвело итог очень 

интересного дня всесторонних обсуждений. 

Организаторы получили замечательные, конструктивные 

отклики всех присутствующих. 

ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ 


Основное внимание в зале 2 было обращено 

на заканчивание скважин при участии крупных 

региональных компаний, где из операторов выступили 

«Разведка Добыча КазМунайГаз», НИИ ТДБ КМГ, 

Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б.В. и «Жаикмунай». 

Джеффри Карфункл, заместитель генерального 

директора НИИ ТДБ КМГ, был модератором первой 

сессии и открыл обсуждение обзором запланированных 

выступлений перед тем, как передать слово Темирбеку 

Алдабергенову, инженеру Карачаганак Петролиум 

Оперейтинг Б.В. по целостности скважин, который 

выступил с докладом на тему «Уменьшение постоянного 

затрубного давления во время ПРС объемным 

методом (глушения скважины) с применением раствора 

формата цезия высокой плотности на Карачаганакском 

месторождении». 

Выступление началось с обсуждения вопросов, 

касающихся средств, обеспечивающих целостность 

скважин. Он кратко рассмотрел историю компании и 

работу на Карачаганакском месторождении, которая 

началась в 1984 г. Они обследовали проблемные 

скважины и указали на необходимость комплекса 

мероприятий по обеспечению целостности скважин. 

Была выполнена оценка рисков по нахождению решения 

для согласования вопросов, и он поделился планами 

разработки нормативной документации и регламентов. 

Максим Сверчков, менеджера по развитию бизнеса по 

стационарным газоаналитическим системам MSA Safety 

Maxim Sverchkov, Fixed Gas and Flame Detectors Business Development 

Manager, MSA Safety 

at «Ultrasonic and Laser Gas Leak Detection Technologies of 

MSA Safety». 

The final presentation wrapped up a very interesting 

day of in-depth discussions. The organisers received 

some excellent and constructive feedback from all the 

participants. 

COMPLETIONS 


Hall 2 focused on Completions, which included participation 

from the region´s majors, with KMG E&P, SRI PDT, KPO and 

Zhaikmunai amongst the operators presenting. 

Jeffrey Karfunkle, Deputy General Director, SRI PDT, was 

the moderator for the first session, opening the talks by 

overviewing the planned discussions, before handing over 

to Temirbek Aldabergenov, Well Integrity Engineer KPO, who 

discussed «Rig-less mitigation of sustained casing pressure 

in Karachaganak oil wells by bleed-and-lube with high density 

cesium formate brine». 

Джеффри Карфункл, заместитель генерального директора 

НИИ ТДБ КМГ 

Jeffrey Karfunkle, Deputy General Director, SRI PDT 



79

KDR 2017 

The presentation started by discussing the issues concerning 

tools, which provided the integrity of wells. He overviewed a 

short history of the company and work in the Karachaganak 

that started in 1984. They investigated problematic wells and 

pointed out the necessity to set up a well integrity workflow. 

Risks were assessed to find the resolution for ratification of 

the issues and he shared the plans to develop regulatory 

documents and procedures. 

The presentation discussed the dangers and solutions to 

pressure control and concluded that the long term use of 

bleed-and-lube had achieved some good results. 

Темирбек Алдабергенов, инженеру Карачаганак Петролиум 

Оперейтинг Б.В. по целостности скважин 

Temirbek Aldabergenov, Well Integrity Engineer, KPO 

В выступлении рассматривались опасности и решения 

по регулированию давления и был сделан вывод о том, 

что длительное применение объемного метода дало ряд 

неплохих результатов. 

Questions were raised by Askar Abishev from KMG SRI as 

well as Aybar Uandykov from Halliburton and Mustafa Arpaci 

from Zhaikmunai which ensured an informative Q&A session. 

Then the floor was given to Maxim Buyanov, Completion 

Sales Manager from Schlumberger. He delivered a speech 

about Leak-Pass Isolation Technology of downhole 

equipment – expandable casing patch. 

Вопросы задал Аскар Абишев из НИИ ТДБ КМГ, а 

также Айбар Уандыков из Halliburton, Мустафа Арпачи 

из «Жаикмунай», что обеспечило содержательное 

обсуждение. 

Затем выступать пригласили Максима Буянова, 

менеджера по продажам услуг по заканчиванию скважин 

из «Шлюмберже». Он рассказал о технологии изоляции 

негерметичности внутрискважинного оборудования – 

расширяемом колонном пластыре. 

Г-н Буянов представил технологии установки колонных 

пластырей, рассмотрев направления использования. 

Во-первых, это обеспечение целостности скважины; 

во-вторых, восстановление продуктивности скважины. 

Перейдя к этой теме, он объяснил, что колонна 

расширяется с помощью надувного пакера. Колонные 

пластыри можно вращать при спуске в скважину, при 

этом необходимо отметить, что перепад давления 

является очень высоким. 

Во время обсуждения было задано много вопросов, где 

Еркин Рахметов, заместитель директора НИИ ТДБ КМГ, 

поинтересовался внешним давлением и его ролью в 

выборе средств. Вопросы Артура Тлеулина, Норт Каспиан 

Оперейтинг Компани Н.В., завершили обсуждение. 

Заключительное выступление в данной сессии, 

сделанное компанией ТМК, было разбито на 2 части, 

где Асылбек Булекбаев, ТМК, посвятил свою речь 

«Использованию безмуфтовых труб на нефтегазовых 

проектах в Республике Казахстан». Он поделился 

опытом восстановления герметичности обсадных колонн 

в Казахстане, обсудив преимущества и выгоды. 


Максим Буянов, менеджера по продажам услуг по заканчиванию 

скважин из «Шлюмберже» 

Maxim Buyanov, Completion Sales Manager, Schlumberger 

Mr. Buyanov, presented on casing patch technologies 

discussing its directions for use. The first, is maintaining 

well integrity, the second is a reconstruction of the well 

productivity. Coming to the topic, he explained that casing is 

expanded through the inflatable packer. Casing patches can 

be rotated whilst running in hole, but it is necessary to note 

that there is very high differential pressure. 

The Q&A that followed saw many questions asked, with 

Rakhmetov Yerkin, Deputy Director of KMG SRI asking about 

external pressure and its role in choosing the tool. Questions 

from Artur Tleulin at the NCOC concluded the Q&A session. 

The final presentation for this session, from the company 

TMK was broken in 2 parts, with Asylbek Bulekbayev, TMK, 

focusing his presentation on the «Use of sleeveless pipes 


KDR 2017 

В последовавшем обсуждении вопросы задал Фарит 

Агзамов из Уфимского нефтяного технического 

университета. Он хотел выяснить, как они обеспечили 

цементирование, а г-н Булекбаев объяснил, что по 

сравнению с ранее представленными средствами, 

они цементируют промежуток между муфтой и 

обсадной колонной. 

Вторая часть выступления была представлена Евгением 

Панариным, ведущим специалистом по премиальным 

соединениям, и касалась «Выбора материалов НКТ для 

«Озермунайгаза». 

Эта сессия завершилась интересным обсуждением. 


Когда выступления в зале 2 уже шли полным ходом, 

в ходе сессии 2 были рассмотрены технологии 

применения хвостовиков, где Берик Жиенбаев, НИИ ТДБ 

КМГ, заместитель директора департамента по бурению 

и капитальному ремонту, принял на себя обязанности 

ведущего. 

in oil and gas projects in the Republic of Kazakhstan». 

Sharing TMK´s experience of hermetical casing liquidation in 

Kazakhstan, discussing the advantages and benefits. 

In the following Q&A, questions were raised from Farit 

Agzamov from Ufa Oil University. He wanted to identify how 

they achieve cementing, with Mr. Bulekbayev explaining that 

compared to the tool presented previously they cement the 

space between the sleeve and casing. 

The second part of the presentation was delivered by Evgeny 

Panarin, Lead specialist Premium Connections, concerning 

«Selection of tubing material for Ozenmunaigas». 

With an interesting Q&A to follow – this concluded the session. 


With Hall 2 discussions well underway, Session 2 looked at 

liner technology with Berik Zhienbayev, SRI PDT, Drilling and 

Workover Technologies Department Director, taking over the 

moderating duties. 

The floor was given to Rufat Mammadbayli, Well Engineering 

Manager, Zhaikmunai LLP, who started his presentation with a 

review of the Chinarevskoe field from 1996. The topic was “Liner 

cementing success in Chinarevskoe” and he discussed how the 

company plans to drill 7 wells this year and fracture number of 

them. In an excellent presentation, he also shared information 

concerning liner issues and clarified that cementing problems 

mostly come from a lack of centralization. «It might sound good 

on paper base but when it comes to the real situation lots of 

problems appear like the impossibility to rotate». 

Берик Жиенбаев, НИИ ТДБ КМГ, главный специалист Департамент 

технологий бурения 

Berik Zhienbayev, SRI PDT, Chief Specialist, Drilling Technologies 

Department 

Выступать пригласили Руфата Маммедбейли, 

руководителя отдела инжиниринга, Nostrum 

«Жаикмунай», который начал свое выступление с 

обзора Чинаревского месторождения, начиная с 1996 

г. Темой выступления стал «Успех цементирования 

хвостовика на Чинаревском месторождении», где он 

рассказал, как компания планирует пробурить 7 скважин 

в этом году и провести ГРП на нескольких из них. В ходе 

прекрасного выступления он также поделился сведениями, 

касающимися вопросов применения хвостовиков, и 

пояснил, что сложности при цементировании возникают, 

главным образом, из-за отсутствия централизации. «Это 

может хорошо выглядеть на бумаге, но когда доходит 

до реальности, появляется масса проблем, например, 

невозможность вращения». 

Руфат Маммедбейли, руководителя отдела инжиниринга, 

Nostrum «Жаикмунай» 

Rufat Mammadbayli, Well Engineering Manager, Nostrum Zhaikmunai 

Some great questions were asked during the Q&A including on 

the preparation of the mud and comparing experiences in the 

field across Kazakhstan, 

The second presentation for this session came from, Anton 

Ivanov, Business development director, NOV completion tools, 

reporting about «Transforming liner installation performance». 



81

KDR 2017 

Во время обсуждения было задано несколько отличных 

вопросов, включая подготовку буровых растворов и 

сопоставление опыта на месторождениях по всему 

Казахстану. 

Второе выступление этой сессии сделал Антон Иванов, 

директор по развитию бизнеса, NOV, оборудование 

по заканчиванию скважин, который рассказал об 

«Эффективной установке колонн-хвостовиков». 

Он представил свои новые технические средства и 

решения, которые позволяют измерить внутреннее и 

внешнее давление, а также температуру после спуска. 

Он развил тему, поднятую г-ном Маммадбайли, о том, 

как оборудование способствует получению сведений о 

давлении в ходе вращения, что важно для успешного 

завершения работ по цементированию. 

Вопросы г-на Маммадбейли и ведущего сессии, г-на 

Жиенбаева, заданные в ходе обсуждения, завершили доклад, 

после чего слово было предоставлено Азамату Тайтаразову, 

координатору по заканчиванию скважин, Halliburton. 

Антон Иванов, директор по развитию бизнеса, NOV, оборудование 

по заканчиванию скважин 

Anton Ivanov, Business development director, NOV Completion Tools 

He presented their new tools and solutions, which measures 

internal and external pressure, as well as the temperature after 

running in. He followed on from Mr. Mammadbayli, highlighting 

how the tool helps to get information on pressure during rotation, 

which is important to complete an effective cementing process. 

Q&A questions coming from Mr. Mammadbayli and session 

moderator, Mr. Zhienbayev concluded the presentation before 

the floor was passed to Azamat Taitarazov, Service coordinator, 

Halliburton. 

After expressing gratitude to all KDR participants and emphasizing 

the value of the event he focused his presentation on «Completion 

and Engineering Solution for oil and gas projects in Kazakhstan». 

He started by focusing on the regional challenges faced in the 

fields of Kazakhstan, such as deep water, unconventional plays, 

mature fields, high temperature wells and pressure. 

Азамату Тайтаразову, координатору по заканчиванию скважин, 

Halliburton 

Azamat Taitarazov, Service coordinator, Halliburton 

После выражения благодарности всем участникам 

Казахстанского круглого стола по бурению он посвятил 

свое выступление «Оборудованию по заканчиванию 

скважин и инженерным решениям для нефтегазовых 

проектов в Казахстане». 

Он начал с того, что сосредоточил свое внимание на 

региональных проблемах, с которыми сталкиваются на 

месторождениях Казахстана, таких как: глубоководье, 

нетрадиционные комплексы, зрелые месторождения, 

скважины при высоких забойных температурах и давлениях. 

Г-н Тайтаразов обсудил решения данных проблем 

компаниями, обрисовал технологии, включая 

интеллектуальные заканчивания и заканчивания при 

многоступенчатом ГРП. Он также представил участникам 


Mr. Taitarazov discussed the companies’ solutions to these 

challenges, outline technologies including intelligent and 

multistage fracture completions. He also presented to KDR 

participants, Versaflex, which is expandable liner hanger. 

“It doesn’t have moving parts and outside ports like conventional 

liners. You just run the ball to TD and drop the ball then set 

hanger after the cementing job.” 

With the presentation complete and lively discussions during all 

the morning sessions – the hall broke and participants moved to 

the lunch hall for a welcomed meal. 


After a hearty lunch, participants, roundtable members and 

event sponsors, gathered for the afternoon sessions, moderated 

by Rustam Aldangorov, KMG EP Lead Engineer. 

The first presentation of the afternoon focused on “Immediate 

impact solution» and was delivered by George Walker, Area 

Lead – Integrated Well Intervention of Halliburton. 


KDR 2017 

Казахстанского круглого стола по бурению Versaflex, 

разжимное подвесное устройство хвостовика. В нем 

нет движущихся частей, а наружные окна аналогичны 

традиционным хвостовикам. «Вы просто спускаете 

шар до проектной глубины и сбрасываете его, затем 

устанавливаете подвеску по окончанию работ по 

цементированию». 

He first clarified that when discussing “immediate solutions” 

they mean immediate intervention and quick actions using 

real-time technology to reduce production issues or losses from 

unforeseen production declines. 

По завершению доклада и оживленных обсуждений в 

продолжение всех утренних сессий работа зала ненадолго 

приостановилась и участники перешли в столовую для 

долгожданного обеда. 


После плотного обеда участники, члены круглого стола 

и спонсоры мероприятия собрались для проведения 

дневных сессий, где в качестве модератора выступил 

Рустам Алдангоров, ведущий инженер «Разведки Добычи 

КазМунайГаз». 

С первым докладом второй половины дня, посвященным 

«Решениям с немедленным эффектом», выступил Джордж 

Уокер, локальный менеджер по интегрированным 

внутрискважинным работам Halliburton. 

Прежде всего, он пояснил, что при обсуждении «решений 

с немедленным эффектом» они подразумевают 

незамедлительное вмешательство и оперативные действие 

с использованием технологий реального времени для 

сокращения проблем продуктивности или потерь от 

непредвиденного снижения добычи. 

Он рассказал, что Halliburton выявил ряд проблем, которые 

возникают регулярно по мере увеличения доли нефти, 

добываемой на зрелых месторождениях. Когда речь идет 

о решении промысловых задач, эксперты и специалисты 

Halliburton работают с местными специалистами 

заказчика, которые обладают всем объемом сведений о 

месторождении и скважине, чтобы повысить вероятность 

оптимизации добычи. 

Джордж Уокер, локальный менеджер по интегрированным 

внутрискважинным работам Halliburton 

George Walker, Area Lead – Integrated Well Intervention of Halliburton 

He discussed that Halliburton has identified a number of 

challenges that regularly arise, as more and more production 

comes from the mature fields. When it comes to solving 

fields problems, Halliburton experts and specialists, work with 

local specialists from the customer who have all the detailed 

information about the field and well, in order to increase the 

chances of production optimization. 

After discussing Halliburton´s case studies across the globe, the 

Q&A session focused on the results after implementation how 

these services could deliver similar success in Kazakhstan. 

После рассказа о примерах из практики работы Halliburton 

по всему миру обсуждение сосредоточилось на итогах 

реализации, как данные услуги могут обеспечить 

аналогичные результаты в Казахстане. 

Заключительным докладом в этот день в зале 2 стало 

профессиональное выступление Ассоль Кубейсиновой, 

старшего инженера Карачаганак Петролиум Оперейтинг 

Б.В. по обслуживанию скважин, где особое внимание 

уделялось « Разбуриванию шаров и посадочных седел с 

помощью забойного трактора». 

Г-жа Кубейсинова начала со вступительного слова о 

Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении. 

Она рассказала о передовом опыте работы на 

Ассоль Кубейсинова, старший инженер Карачаганак Петролиум 

Оперейтинг Б.В. по обслуживанию скважин 

Assol Kubeisinova, KPO, Senior Well Services Engineer 

The final presentation for the day in Hall 2 was delivered expertly 

by Assol Kubeisinova, KPO Senior Well Services Engineer, with 

a focus on Balls and Baffles Milling Using Downhole Tractor. 

Ms. Kubeisinova, started with an introduction to the 

Karachaganak oil and gas field. She shared best practices in 



83

KDR 2017 

месторождении с очень подробными, поэтапными 

объяснениями. «После заканчивания скважины, до 

интенсификации, мы сбрасываем шар, прокачиваем 

его вниз, шар располагается в седле, позволяя открыть 

скользящую муфту». После подробных объяснений о том, 

как было оптимизировано разбуривание седел, докладчица 

рассказала о работе трактора по разбуриванию. Трактор 

приводится в действие через кабель и, как правило, 

применяется на горизонтальных участках скважин с 

большими отходами от вертикали. 

Выступление получило позитивные отклики от участников, 

задававших множество вопросов и вникавших в суть 

темы в ходе обсуждения. За вопросами Ермекова Милата 

и Акимжана Лукпанова из «КазГерМуная» последовали 

вопросы Максима Буянова из «Шлюмберже» и Азамата 

Тайтаразова, которые завершили последние обсуждения. 

В зале 2 поднимались отличные темы для обсуждения, 

освещались передовые методы и происходил обмен опытом 

между крупными компаниями, работающими в регионе. 

По окончанию выступлений в зале участники собрались 

в холле, чтобы пообщаться, присоединиться к открытому 

бару, а также послушать местную развлекательную 

программу, подготовленную организатором мероприятия 

TMG Worldwide. 

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ 


Принимая во внимание до 1000 скважин, которым 

предстоят геолого-технические мероприятия и 

капитальный ремонт, обсуждение в зале 3 должно было 

сделать акцент на гидроразрыве пласта, бурении боковых 

скважин, а также повышении нефтеотдачи. 

Дэвид Сзабо, 1-й заместитель генерального директора 

Научно-исследовательского института технологий добычи 

и бурения «КазМунайГаз», начал утренние заседания в 

качестве модератора мероприятия, представив Михаила 

Двибородчина, Руководитель проектов Департамента по 

бурению и внутрискважинным работам в «Газпромнефть 

НТЦ», с примером «Работ по 30-тистадийному ГРП на 

Приобском нефтяном месторождении». 

Он рассказал о технологических проблемах ГПН по 

увеличению зоны дренирования и объемов ГРП при 

одновременном сокращении затрат. Для этой цели, как 

рассказал докладчик, ГПН разработала и осуществила 

программу под названием «Оптимальная конструкция», 

в которой были определены ключевые показатели 

эффективности проекта и проектной группы. Основной 

целью проекта было выполнение 30 крупномасштабных 

операций по интенсификации притока путем ГРП (более 40 

т проппанта за стадию) без осложнений при минимальных 

затратах времени и финансовых вложениях. 


the field with detailed, stage by stage explenation. “Once 

the well is completed, before stimulation, we drop the ball, 

pump it down, the ball sits on a baffle, making it possible to 

open sliding sleeve.” After some extensive explanations on 

how they optimized the milling of the baffle, she introduced the 

tractor milling operations. The tractor is activated via cable and 

usually, it is used in highly deviated horizontal sections of well. 

The presentation drew a good response from the 

participants, who asked and probed with many questions 

during the Q&A. Questions from Ermekov Mulat and 

Akimzhan Lukpanov from KazgerMunai, were followed 

by questions from Maxim Buyanov, Schlumberger, and 

Azamat Taitarazov. 

Hall 2 produced some excellent conversations, highlighted 

best practices and allowed knowledge sharing between the 

major companies operating and working in the region. 

With the Hall discussions finished, the participants gathered 

in the lobby area, to network, enjoy some post-show food 

and drinks and listen to some great local entertainment laid 

on by event organizer TMG Worldwide. 

WELL INTERVENTIONS 


With up to 1000 wells being outlined as potentials for 

interventions and workovers – Hall 3 discussions were to focus 

on fracturing, sidetracking and enhanced oil recovery. 

Дэвид Сзабо, 1-й заместитель генерального директора Научноисследовательского 

института технологий добычи и бурения «КазМунайГаз» 

David Szabo, 1st Deputy General Director of KMG SRI PDT 

David Szabo, 1st Deputy General Director of KMG´s SRI PDT, 

started the morning proceedings as the event moderator, 

introducing Mikhail Dviborodchin - Project Manager, Drilling and 

Downhole Operations, Gazprom Neft STC – with a case study 

“30 Multi Stage Frac Job, Priobskoe Oilfield”. 

He discussed GPN technological challenge on the increase 

of the drainage zone, and performing increased fracturing 

whilst reducing costs. For this he explained, GPN developed 


KDR 2017 

and implemented a program called Optimized Design, which 

established the KPI of the project and the project team. The main 

purpose of the project was the implementation of 30 large (more 

than 40tn proppant per stage) trouble-free fracture stimulation 

operations with minimum time and costs expenditures. 

The presentation was extremely interesting to the audience and 

the following Q&A encouraged some great discussion from the 

roundtable members as well as the general KDR audience. 

Михаил Двибородчин, руководитель проектов Департамента по 

бурению и внутрискважинным работам в «Газпромнефть НТЦ» 

Mikhail Dviborodchin, Project Manager, Drilling and Downhole Operations, 

Gazprom Neft STC 

Next to take the floor was Alexey Bairamov, Director for 

Business Development at EWS, with a case study looking at 

“Using Mongoose SFC (Shift/Frac/Close) for Well Control and 

Re-Fracturing in Sour Gas Environments”. 

Доклад представлял исключительный интерес для 

участников Казахстанского круглого стола по бурению 

и в ходе последовавшего обсуждения развернулась 

большая дискуссия среди участников круглого стала, а 

также широкой аудитории мероприятия. 

Следующим взял слово Алексей Байрамов, директор 

по развитию бизнеса в компании ЕВС, с примером 

из практики, рассматривающим «Использование 

технологии Mongoose SFC (сдвиг / ГРП / закрытие) для 

контроля скважины и проведения повторных ГРП в 

сероводородсодержащей среде». 

Он продолжил предыдущее выступление, рассмотрев 

порядок выбора оптимальной технологии заканчивания 

скважины, позволяющей испытать каждую скважину 

после интенсификации притока и, в конечном счете, 

обеспечить больший контроль за процессом добычи. 

В дополнение он объяснил, что компания предпочла 

вариант с возможностью проведения повторного ГРП 

без значительного увеличения стоимости. 

Алексей Байрамов, директор по развитию бизнеса в компании ЕВС 

Alexey Bairamov, Director for Business Development at EWS 

He continued on from the previous presentation, looking at 

how to select the optimal technology for well completion, with 

the ability to test each well after stimulation and ultimately 

have more control of the production process. In addition, he 

explained they wanted the option to perform re-fracs, without 

adding significant costs. 

The candidate well was a cased open hole, deep and horizontal 

with a highly deviated wellbore. Mr. Bairamov discussed in 

depth, the challenges including high H2S found within the 

formation fluids and solutions employed. 

A great presentation drew an in-depth Q&A before Yerniyaz 

Balgozhenov, Stimulation Engineer, Schlumberger was 

introduced to make a presentation looking at Retarded Acid 

and New Degradable Diversion Techniques for Production 

Enhancement. 

Ернияз Балгоженов, инженер по интенсификации притока из 

«Шлюмберже» 

Yerniyaz Balgozhenov, Stimulation Engineer, Schlumberger 

The presentation focused on Schlumbergers “OpenPath 

Reach Technology” outlining the key steps for a successful 

acid frac, focusing on issues such as Pump Rate, Bottomhole 

Temperatures, Acid Concentration and Acid Volume. He then 

continued to highlight the process in a case study, performed in 

Kazakhstan late 2016 – highlighting the success of OpenPath 

Reach Technology and its benefits. 



85

KDR 2017 

Скважиной-кандидатом стала глубокая горизонтальная 

обсаженная скважина с открытым забоем, со стволом с 

большим отходом от вертикали. Г-н Байрамов подробно 

рассмотрел сложности, включая высокое содержание 

сероводорода, обнаруженное в пластовом флюиде, и 

примененные решения. 

Замечательное выступление вызвало углубленное 

обсуждение, после чего был представлен Ернияз 

Балгоженов, инженер по интенсификации притока 

из «Шлюмберже», который сделал доклад на тему 

«Использования замедленных кислот и растворимых 

отклонителей нового поколения для увеличения 

продуктивности». 

An excellent presentation concluded the first session of 

the morning and all participants broke for the morning 

“Networking” coffee break – where discussions continued 

over a hot drink and pastries. 


The second session started were the last session left off – 

with Dave Szabo continuing the moderation, with this session 

looking at Fracturing and Enhanced Oil Recovery solutions. 

First to take to the floor was Yerlan Makeyev, General 

Director, MunaiFieldService LLP, to present on their New Fleet 

for Hydraulic Fracturing. 

Выступление было посвящено технологии OpenPath 

Reach «Шлюмберже» и в нем кратко излагались 

основные шаги по успешному проведению кислотного 

ГРП с акцентом на такие вопросы, как: скорость 

нагнетания, забойная температура, концентрация 

кислоты и объем кислоты. Затем он продолжил рассказ 

о технологии на примере из опыта выполнения работ 

в Казахстане в конце 2016 г., особо отметив успех 

технологии OpenPath Reach и ее выгоды. 

Прекрасный доклад завершил первую утреннюю сессию, 

и все участники сделали короткий перерыв в работе на 

утренний кофе и общение, где обсуждение продолжилось 

за горячими напитками и выпечкой. 


Вторая сессия началась с того, на чем остановилась 

предыдущая сессия: Дэйв Сабо продолжил вести 

заседание, а в сессии рассматривались решения по ГРП 

и повышению нефтеотдачи. 

Первым выступающим стал Ерлан Макеев, генеральный 

директор ТОО «МунайФилдСервис», который рассказал 

о «Новом флоте для гидроразрыва пласта». 

Господин Макеев начал с обсуждения флота компании 

и передовых методов выполнения работ, в частности, 

создания моделей, проведения лабораторных 

испытаний, выбора правильной конфигурации 

оборудования, прогнозирования, выполнения анализа 

по результатам проекта и создания базы данных. Затем 

были затронуты преимущества полевых лабораторных 

испытаний и необходимость контроля и измерения 

образцов флюидов в режиме реального времени. После 

этого были освещены результаты анализа конкретных 

ситуаций. 

Потрясающий вступительный доклад этой сессии 

вызвал хорошие вопросы у всех участников, после чего 

выступать пригласили Кристиана Гоя, менеджера по 


Ерлан Макеев, генеральный директор ТОО «МунайФилдСервис» 

Yerlan Makeyev, General Director, MunaiFieldService LLP 

Mr. Makeyev went on to discuss their fleet and the best practises 

for conducting operations including; the creation of models, 

lab testing, the correct equipment configuration, forecasting, 

implementation then post project review and analysis and database 

creation. He went on to discuss the benefits of on site lab 

testing and the need for control and measurement of real 

time fluid samples. After some case study analysis 

A fantastic opening presentation in this session drew some 

good questions from all participants, before the floor was 

pasted onto Christian Goy, Manager Sales Mining & O&G, 

MTU Friedrichshafen GmbH. 

Mr. Goy´s presentation focussed “Fracking in Extreme 

Conditions: Braving Siberia’s Cold” – and immediately 

stimulated an active discussion between manufacturers and 

end users regarding engine run-life. 

As the discussion became ever more technical, Robert 

Wagner, Senior Manger Sales Mining Oil and Gas, MTU, 

commented on the statistics and outlined the parameters of 

the discussed run-life. 

With the participants truly “warmed-up” the floor was past 

to Song Yuanfei, Engineer from Engineering Technology 

Research Institute at Sino Kazakhstan Great Wall Drilling 


KDR 2017 

продажам нефтегазового и карьерного оборудования 

компании MTU Friedrichshafen GmbH. 

Выступление г-на Гоя было посвящено «ГРП в 

экстремальных условиях: бросая вызов сибирским 

морозам» и не замедлило вызвать активную дискуссию 

между изготовителями и конечными пользователями в 

отношении наработки двигателей. 

По мере того, как обсуждение приобретало все более 

техническую направленность, Роберт Вагнер, старший 

менеджер по продажам нефтегазового и карьерного 

оборудования компании MTU, прокомментировал 

статистические данные и кратко охарактеризовал 

параметры обсуждавшейся наработки. 

Когда участники действительно «разогрелись», слово 

было передано Суну Юань Фэю, инженеру научноисследовательского 

института инженерных технологий 

ТОО «Казахстанско-китайской буровой компании 

«Великая стена», который представил прекрасный 

доклад на тему «Применение закачки азота для 

увеличения добычи нефти». 

Представив соответствующую концепцию и методы, 

он перешел к описанию успешного применения 

данной технологии на примерах из мирового 

опыта, включая знаменательное достижение при 

использовании решений по увеличению нефтеотдачи 

пласта в Судане на месторождении Джейк Сауз, 

где добыча увеличилась с отметки 9000 баррелей в 

сутки до уровня свыше 30 000 баррелей в сутки при 

максимальном дебите скважины 15 272 барреля в 

сутки. Далее он подчеркнул впечатляющие результаты 

по примерам из опыта и завершил замечательное 

выступление предложением по региональному 

нефтяному месторождению К. 

По окончанию выступления г-на Юань Фэя и его 

обсуждения всех участников пригласили на обед для 

общения, а также на заслуженные прохладительные 

напитки. 


Модератором дневных сессий в зале 3 был Джеффри 

Карфункл из НИИ ТДБ КМГ, и выступать сразу 

пригласили представителя КМГ с презентацией на тему 

«Совершенствование системы управления скважинами 

в течение всего срока эксплуатации – от бурения до 

ликвидации». 

В презентации говорилось о некоторых наиболее частых 

проблемах, связанных с проектированием скважин, 

и необходимости применения централизованного 

программного обеспечения для унификации всех этапов 

строительства скважин. Программное обеспечение 

Кристиан Гой, менеджера по продажам нефтегазового и карьерного 

оборудования компании MTU Friedrichshafen GmbH 

Christian Goy, Manager Sales Mining & O&G, MTU Friedrichshafen GmbH 

Company LLP, who delivered an excellent presentation on the 

“Use of Nitrogen Injection to Increase Oil Production”. 

Сун Юань Фэй, инженеру научно-исследовательского института 

инженерных технологий ТОО «Казахстанско-китайской буровой 

компании «Великая стена» 

Song Yuanfei, Engineer from Engineering Technology Research Institute at 

the Sino Kazakhstan Great Wall Drilling Company LLP 

After introducing the concept and technologies involved, 

he went on to describe successful implementation of this 

technology, using case studies from around the world – 

including a milestone for EOR solutions in Sudan, in the Jake 

South Field, that saw production climb to over 30,000 BOPD 

from 9,000 BOPD, including peak well production of 15,272 

BOPD. He continued to highlight impressive results from case 

studies and wrapped up a great presentation with a proposal 

for the regional K Oil Field. 

With Mr. Yuanfei´s presentation and Q&A complete – all 

participants were invited for a sit lunch “Networking 

Luncheon” and well deserved refreshments. 


Moderating the afternoon sessions in Hall 3 was Jeffrey 

Karfunkle, KMG SRI PDT, and the floor was passed directly to 



87

KDR 2017 

необходимо использовать для быстрой разработки 

решений с учетом таких факторов, как траектория 

и геометрия скважины, КНБК, градиент давления в 

пластах. На конкретных примерах обсудили отчеты 

СП и дочерних предприятий и преимущества, которые 

получил КМГ от применения системы. 

Выступление вызвало 

углубленное обсуждение, 

по окончанию которого 

Елеу Тилеккабыл 

Аманжолулы, заместитель 

генерального директора 

ТОО «Жигермунайсервис» 

по услугам бурения, 

завершил сессию примером 

из практики под названием 

«Бурение боковых стволов 

путем вырезки окна в 

обсадной колонне на 

месторождениях Узень и 

Карамандыбас». 

После обсуждения 

предлагаемых ЖМС услуг, 

опыта и примеров из практики по бурению боковых 

стволов с вырезкой окон в обсадных колоннах, 

господин Аманжолулы обсудил трудности, связанные 

с реализацией региональных проектов. Одним из 

ключевых вопросов, вызывающих обеспокоенность, 

являются расхождения между техническим проектом 

и техническим заданием, так как исходные требования 

и информация, приведенные в указанных документах, 

зачастую разнятся. Очень важно строить скважины 

с учетом действительных данных каротажа и 

результатов анализа образцов. Господин Аманжолулы 

завершил выступление обсуждением требований к 

оборудованию для строительства скважин и важности 

тщательной подготовки для успешной реализации 

проектов. 


Продолжив четвертую сессию в третьем зале в качестве 

ведущего Джеффри Карфункл передал слово Люю 

Вэнци, директору центра развития технологий ТОО 

«Казахстанско-китайская буровая компания «Великая 

стена», с докладом «Инженерное сопровождение по 

повышению нефтеотдачи». 

Г-н Вэнци начал с рассказа об основных факторах, 

влияющих на добычу в карбонатном коллекторе 

на поздних стадиях освоения. Затем он предложил 

классификацию остаточной нефти в карбонатных 

породах. Люй Вэнци отметил, что исследование 

эффективных трещин исключительно важно для 

добычи нефти из-за большого распространения в 

Елеу Тилеккабыл Аманжолулы, заместитель генерального 

директора ТОО «Жигермунайсервис» по услугам бурения» 

Yeleu Tilekkabyl Amanzholuly, Deputy General Director – Drilling Service, 

Zhigermunaiservice LLP 

KMG to present on Well life cycle control improvement from 

drilling to abandonment. 

The presentation discussed some fo the common problems 

within well design and the needs for a centralised software 

system to unify all the stages of a well’s construction. That the 

soaftware must produce rapid 

solutions for factors including; 

wll path, geometry, BHA’s, 

formation pressure gradient. 

The case study continued to 

discuss the reporting aspects 

from all the relevant JV’s and 

daughter companies and 

the benefits the system has 

brought to KMG 

The presentation drew an indepth 

Q&A session and once 

complete, Yeleu Tilekkabyl 

Amanzholuly, Deputy General 

Director – Drilling Service, 

Zhigermunaiservice LLP 

finished the session, with a 

case study, titled: Sidetracking 

Using Casing Exits at Uzen and Karamandybas Fields 

After discussing the potential services that ZMS offers and 

their skills and case histroies in cutting side track windows 

Mr Amanzholuly discussed some of the challenges in tackling 

regional projects. One of the key areas for concern included 

the difference between the technical project and the terms 

of reference, since there is often a discrepancy between 

the basic requirements and the primary information in these 

documents. It was essential to construct the well around the 

latest log and sample data. He finished by discussing the 

well construction equipment requirements and how careful 

section is essential to having a successful project. 


Continuing the moderation of the fourth session in the third 

hall, Jeff Karfunkle, passed the floor to Lyu Wengi, Director, 

Technology Development Center, Sino Kazakhstan Great Wall 

Drilling Company LLP: «Engineering approaches to enhance 

oil recovery». 

Mr. Wengi started with talking about major factors affecting 

carbonate reservoir production at late-stage development. Then 

he came up with the classification of residual oil in carbonate 

rock. Lyu Wengi pointed out that the effective fracture study is 

crucial to oil production due to a large distribution of fractureporosity 

type reservoir in Kazakhstan. Further, he presented 

five engineering approaches such as radial drilling, multilateral 

drilling, sidetrack drilling, workover by SET, MECT. He continued 

by highlighted filed case studies and to conclude, he pointed out 

two things: 1) in oil-gas well operation, due to severe formation 



KDR 2017 

Казахстане трещиновато-пористых коллекторов. Далее 

он представил пять технических подходов, такие как: 

радиальное бурение, бурение многоствольных скважин, 

бурение боковых стволов, капитальный ремонт с 

применением SET, MECT. Он продолжил примерами 

из промыслового опыта и в заключение отметил два 

момента: 1) при эксплуатации нефтегазовых скважин, 

из-за значительного истощения пласта, уровень 

жидкости в стволе располагается далеко от устья 

скважины, что приводит к срыву внутрискважинных 

работ и поглощению раствора; в данном случае 

возможно применение технологии с использованием 

микроцементов; 2) на средних и поздних стадиях 

эксплуатации, из-за анизотропии коллектора, 

водоносные слои выдавливаются вперед, что приводит 

к обводнению, следовательно, разведку провести 

невозможно. 

depletion, the liquid level inside wellbore is far away from 

hole mouth, this causes downhole work failure and fluid loss. 

Compound micro expensive cement technology can be applied 

to this situation. 2) In middle and late periods of operation, 

due to the anisotropy of formation, water layers press onward, 

causes water flood, therefore exploration cannot be achieved. 

During the Q&A, Kozhakhmetov Mirat from Schlumberger 

asked how they oriented to control radial drilling, further 

questions probing the use of acids which concluded an 

excellent presentation. 

The second presentation was delivered by Vladimir 

Evstegneev, Petro Welt Technologies Operation manager 

about Side Tracking – Progress and Development. 

В ходе обсуждения Мират Кожахметов из «Schlumberger» 

спросил, как они ориентировались при управлении 

радиальным бурением, а остальные вопросы касались 

применения кислот, на чем прекрасное выступление 

закончилось. 

Второе выступление о «Зарезке боковых стволов: 

прогрессе и развитии» сделал Владимир Евстегнеев, 

операционный директор «Петро Велт Технолоджис». 

Г-н Евстегнеев представил группу компаний PWT и 

пояснил, что существует три компании, одна из которых 

выполняет работы по ГРП, цементированию хвостовиков, 

вторая компания специализируется исключительно на 

бурении боковых стволов, а третья является буровой 

компанией. Он подчеркнул тот факт, что компания 

выполнила более 35000 работ по ГРП в Казахстане и 

России, начиная с 2005 г., и пробурила свыше 1500 

боковых стволов за последние 12 лет. 

Выступление продолжил Ринат Вагизов, директор 

по бурению «КАТОБЬНЕФТИ». Он рассказал о 

многостадийном гидроразрыве пласта и технологиях, 

которые способствовали увеличению добычи вязкой 

нефти. Они установили дополнительные пакеры, 

компоненты для предотвращения поглощения в 

процессе цементирования. 

В ходе обсуждения процесс установки был разъяснен 

в деталях. Берик Жиенбаев, директор департамента 

НИИ ТДБ КМГ по бурению и капитальному ремонту, 

расспросил о различиях использованных труб. 

Это последнее выступление завершило очень интересный 

день выступлений в зале 3, и всех участников попросили 

присоединиться к остальным делегатам Казахстанского 

круглого стола по бурению, чтобы хорошо провести время 

за фуршетом и пообщаться. 

Владимир Евстегнеев, операционный директор 

«Петро Велт Технолоджис» 

Vladimir Evstegneev, Petro Welt Technologies Operation Manager 

Side Tracking – Progress and Development 

Mr. Evstegneev, introduced the PeWeTe group of companies 

and clarified that there are three companies, which works 

on fracturing, cementing of liners, the second company is 

specialized on sidetracking only, the third is drilling company. 

He highlighted the fact that the company completed more than 

35000 fracturing works in Kazakhstan and Russia since 2005 

with over 1500 side-tracks completed within the last 12 years. 

The presentation was then continued by Rinat Vagizov, drilling 

director of KATOBneft. He presented multistage hydraulic 

fracturing and technologies which helped to increase the 

production of heavy oil. They set up additional packers, 

elements to keep cementing absorption. 

During question and answer session details of installation 

were identified. Berik Zhienbayev, SRI PDT Department 

Director, drilling and workover technologies, probed into the 

difference of pipping used. 

This final presentation wrapped up a very interesting day 

of discussing for Hall 3 and all participants were 

kindly asked to join all KDR participants to enjoy the 

“Networking” cocktail reception. 



89


Эксклюзивное интервью с Гэри Ву, 

управляющим директором, DTCC 

Closure Interview, Gary Wu, 

Managing Director, Dynamic Technologies (DTCC) 

Расскажите, пожалуйста, о Вашей роли и круге 

обязанностей в компании DTCC. 

Я являюсь управляющим директором с момента 

основания компании в Калгари, Канада, в 2000 г. Мой 

партнер Джек Фэн, вице-президент DTCC, в большей 

мере ориентирован на исследования и разработки, а я 

на маркетинг и продажи. 

DTCC начинала с производства сейсмических кос, 

потом расширила свою деятельность до производства 

сейсмоприемников. Сегодня в сфере сейсмического 

приборостроения DTCC является самой авторитетной 

компанией по изготовлению сейсмоприемников. 

В конце прошлого года мы выпустили SmartSolo, первый 

в мире интеллектуальный сейсмический датчик, и вошли 

Please describe your role at DTCC and your 

responsibilities? 

I have been the Managing Director since the company 

was founded in 2000 in Calgary, Canada. My partner 

Jack Feng, Vice President of DTCC is more focused 

on the R&D and manufacturing and I am more on the 

marketing and sales. 

DTCC started from seismic cable manufacturing and 

expanded to geophone manufacturing. DTCC is now the 

most reputable geophone maker in seismic industry. 

Late last year, we released SmartSolo-World’s First 

Smart Seismic Sensor and entered into the nodal system 

market. Since then, our SmartSolo product has received 

tremendous positive responses on the market. 

90 



INTERVIEW 

на рынок бескабельных сейсмосистем. С тех пор наш 

датчик SmartSolo получил колоссальные положительные 

отклики на рынке. 

С какими ключевыми проблемами сталкивается 

в настоящее время российский рынок 

сейсморазведки? 

По нашему мнению, основная сложность состоит в 

том, что нефтегазовым компаниям требуется сейсмика 

высокого разрешения и высокой плотности по доступной 

цене, но подрядчики по сейсморазведке не способны 

ее обеспечить из-за высокой стоимости оборудования и 

эксплуатационных расходов. В конечном счете, возникает 

тупиковая ситуация, когда подрядчики не зарабатывают 

прибыль из-за недостаточного количества заказов и 

высоких расходов, а нефтяные компании предпочитают не 

размещать крупные заказы в связи с тем, что подрядчики 

не могут обеспечить их рентабельность. 

SmartSolo дает возможность выйти из тупика. 

Как долго ваша компания присутствует в регионе? 

DTCC продает продукцию на данном рынке с 2003 

г., но в основном через посредников или другие 

заводы-изготовители. Мы решили войти на рынок 

напрямую с продукцией SmartSolo, так как считаем 

Россию / СНГ одним из самых значимых рынков 

сейсмического оборудования в мире. Чтобы обеспечить 

поддержку отечественных заказчиков наиболее 

эффективным образом, планируется разместить 

персонал, занимающийся реализацией и техническим 

сопровождением, в России. 

Как бы вы описали продукцию SmartSolo в 

нескольких словах? 

SmartSolo является, по сути, интеллектуальным 

сейсмоприемником, у которого есть данные о 

собственной синхронизации по времени и координатах, а 

также возможность регистрации высокоточного сигнала. 

Мобильные технологий эпохи Интернета сделали 

SmartSolo очень удачным решением и обеспечили его 

исключительную рентабельность . 

Чем отличается ваш интеллектуальный 

сейсмоприемник от систем, используемых в России 

в настоящее время? 

SmartSolo очень просто использовать. Любой может 

применить данное оборудование без каких-либо 

сложностей, пройдя 10-минутное обучение. Он также 

меньше по массе и размеру. При этом, несмотря на 

указанные отличия, качество данных такое же высокое, 

как и у других систем на рынке. 

What are the key challenges facing the Russian seismic 

market place at the moment? 

We think the main challenge is that while the oil and gas 

companies are in need of high resolution, high-density 

seismic data at affordable costs, the seismic contractors 

are not really able to provide it because of high equipment 

and operation cost. You end up seeing a deadlock which 

contractors are not making profit because of no enough 

projects and high costs, and oil companies are not willing 

to issue bigger projects because contractors could not run 

these projects cost effectively. 

SmartSolo is designed to break the deadlock. 

How long has your company been in the region? 

DTCC has been selling products to this market since 

2003 but mainly through agents or other manufacturers. 

For SmartSolo products, we decided to enter the market 

directly because we think Russia/CIS is one of the most 

important markets in world for seismic equipment. 

The plan is to have local sales and technical support 

personnel based in Russia to provide the best support 

for the local clients. 

How do you describe your SmartSolo products in a 

few words? 

SmartSolo is basically a smart geophone which knows it 

timing, location and records high fidelity signal. By utilizing 

mobile internet era technologies, SmartSolo is very liable and 

extremely cost effective. 

How does your smart geophone compare to the systems 

currently used in Russia? 

SmartSolo is very easy to use. Anybody with 10 minutes 

training could deploy the equipment without problem. It is 

also much lighter in weight and smaller in size. However, with 

above differences, the data quality is as good as any other 

system on the market. 

What applications within O&G do you target your 

geophones at? 

High-density seismic project is what SmartSolo designed 

for. In many areas of the world, the receiver interval has been 

changed to 15m, 10m or even shorter. This will require an 

extremely large channel count. 20,000 channels are standard 

crew size in North America and some projects in middle east 

require over 100,000 channels. 

The greater the number of receivers the greater data 

clarity the survey company will have, but this also 

increases the cost in manpower and receivers. How can 



91


На выполнение каких задач в нефтегазовой отрасли 

нацелены ваши сейсмоприемники? 

SmartSolo рассчитан на сейсмику высокой плотности. 

Во многих регионах мира расстояние между пунктами 

приема сократилось до 15 м, 10 м или даже меньше. 

Это требует чрезвычайно большого количества 

каналов. 20, 000 каналов - это стандартный размер 

на полевую партию в Северной Америке, при этом на 

некоторых проектах на Ближнем Востоке требуется 

свыше 100, 000 каналов. 

Чем больше пунктов приема, тем большую 

разрешенность наблюдений получит 

изыскательская организация, однако, при этом 

возрастет стоимость из-за увеличения трудоемкости 

и объема приемников. Как может организация, 

выполняющая геофизические исследования, 

обеспечить более высокое качество данных при 

сокращении затрат? 

Стоимость сейморазведочных работ складывается 

из двух основных частей: стоимости приобретения 

оборудования и эксплуатационных расходов. 

SmartSolo не только реализуется по наиболее 

конкурентоспособной цене (по оценке составляющей 

приблизительно 25-30% от стоимости других 

систем), но и, что более важно, имеет самые низкие 

эксплуатационные расходы. По сравнению с полевой 

партией, использующей кабельную систему с той 

же канальностью, для сеймопартии с SmartSolo 

требуется на 60% меньшая численность персонала, 

на 75% меньший объем транспортных средств 

при гораздо более высокой скорости съемки. Это 

означает, что подрядчики смогут увеличить прибыль 

при использовании системы SmartSolo и сэкономить 

на затратах при выполнении больших объемов 

изысканий. SmartSolo также является системой 

с максимально бережным отношением к 

окружающей среде. 

Насколько надежно ваше оборудование в 

эксплуатации с учетом разнообразия условий на 

территории России от арктической тундры до жары 

лета на Каспии? 

Отличный вопрос. Без высокой надежности 

сейсмосистемы при различных условиях окружающей 

среды не имеет значения, насколько она позволяет 

экономить. Надежность - один из основных факторов, 

учитываемых начиная со стадии проектирования до 

изготовления. Система прошла полевые испытания в 

различных условиях: от арктической зимы до лета в 

пустыне, от городских условий до лесного массива. 

Более 20 полевых испытаний доказали, что проверенный 

на практике SmartSolo очень надежен. 

a geophysical company look to achieve greater 

data quality whilst controlling costs? 

There are two major parts of cost for seismic 

operations: equipment purchasing costs and 

operation cost. SmartSolo not only has the most 

competitive purchasing costs (estimated about 25% 

to 30% of the cost of other systems), but more 

importantly the lowest operation costs. Compare to a 

crew using same channel of cable system, SmartSolo 

crew uses at least 60% less people, 75% less 

transportation equipment and shooting much faster. 

It all means contractors will be able to make profit by 

using SmartSolo system and run the large survey cost 

effectively. SmartSolo is also the most environment 

friendly system. 

How robust are your solutions for the diverse 

conditions in Russia from the arctic tundra to heat 

of the Caspian summer? 

This is a very good question. As a seismic acquisition 

system, without the high reliability in various 

environments, it has no meaning despite how cost 

effective it is. Reliability is one of the major factors 

considered starting from designing to manufacturing. 

The system has also been field tested in various 

conditions: from arctic winter to desert summer, from 

urban to forestry. Nearly 20 field tests have shown that 

SmartSolo is field-proven to be very reliable. 

What do you want to say to your potential clients 

in Russia? 

SmartSolo is so highly efficient, reliable and cost 

effective that I call it “the money printer for seismic 

contractors”. To prove this, I encourage seismic 

contractors in the region to contact us for a field trial. 

We will provide equipment free of charge to be tested 

by your crew in any kind of environment: hot, cold, 

urban or mountain. 

Что бы вы хотели сказать своим потенциальным 

заказчикам в России? 

SmartSolo является настолько высокоэффективным, 

надежным и экономически выгодным, что я называю 

его «станком подрядчика по сейсморазведке для 

печати денег». В подтверждение этого я приглашаю 

подрядчиков по сейсморазведке обращаться к нам для 

проведения пробных полевых испытаний. Мы бесплатно 

предоставим вашей партии оборудование для пробных 

испытаний в любых условиях: в холодном или жарком 

климате, в городе или в горах. 

92 



INTERVIEW 



93

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал - 

4 выпуска журнала в год всего за 100 евро. 

Экономия 15% при подписке на 2 года! 

Экономия 25% при подписке на 3 года! 

Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее 

по эл. почте на info@rogtecmagazine.com 

Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом 

Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro. 

Save 15% by subscribing for 2 years! 

Save 25% by subscribing for 3 years! 

To start the process, complete your details below, scan and e-mail to 

info@rogtecmagazine.com 

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer 

Name / ФИО: 

Company / Компания: 

Position / Должность: 

Address / Адрес: 

Telephone / Тел.: 

Fax / Факс: 

Email / Эл. почта: 

ROGTEC 51 


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 


95

2018 

6-й Российский Круглый Стол по Бурению 


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! 


www.rdcr.net

ROGTEC Issue 51 LR

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?