ROGTEC Magazine Issue 58

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА 

58 

Газпром нефть: 

Проведение повторных 

многостадийных ГРП 

Gazprom Neft: 

Multi-stage Re Frac 

Operations 

Геонавигация: 

Улучшая навигацию 

по скважинам 

Geosteering: 

Improving 

Well Navigation 

Официальное издание KDR 2019 

Official Publication to KDR 2019 

RDCR 2019: 

Эксперты обсуждают 

услуги супервайзинга 

RDCR 2019: 

Experts Discuss 

Supervision Services

HYDRAULIC POWER TONGS 

Гидравлические ключи для насоснокомпрессорных 

и обсадных труб. 

5½БЕЗОТКАЗНЫЕ, НАДЕЖНЫЕ И ПРОВЕРЕННЫЕ 

5½ HS VS 

5½ HS UHT-35 

Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером в поставке 

высокопроизводительных гидравлических ключей. Эккель 

предлагает разнообразные модели гидравлических ключей для 

работы с бурильными, обсадными и насосно-компрессорными 

трубами, гидравлические стопорные устройства и силовые 

гидравлические станции. Предлагается вниманию полный 

модельный ряд гидравлических ключей для работы с трубами от 

2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм) и крутящим моментом 

до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) для самых востребованных 

условий на суше и на море. 

В чем ваша основная проблема с трубным соединением? 

Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU 

Explorer II - Компьютеризированная система 

контроля и регистрации крутящего момента и 

скорости вращения 

Разнообразные типы 

вкладышей для 

каждого применения 

CORALINA.RU | OIL-GAS@CORALINA.RU 

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Гидравлические ключи Эккель защищают ваши трубные соединения от 

дорогостоящих повреждений. Проверено по всему миру. 

Отличительные особенности 

гидравлического ключа 

5½ HS VS: 

• Крутящий момент 22000 футо-фунтов (29828 Нм) 

• Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты 

вращения и крутящего момента) 

• Гибкий выбор значений крутящего момента 

и скорости вращения при использовании 

гидравлического мотора с технологией Hydra-Shift 

в сочетании с механической двухскоростной 

передачей, 4 диапазона крутящего момента и 4 

диапазона скорости вращения. 

• Быстрая смена скользящих головок 

• Работает с бурильными трубами 

• Гидравлическое стопорное устройство Tri-Grip. 

• Радиальный замок дверцы 

• Полноохватные вкладыши с абразивным 

покрытием True Grit для спуско-подъемных 

операций труб из хромистых сталей. 

Отличительные особенности 

гидравлического ключа 

5½ HS UHT-35: 

• Крутящий момент 35000 футо-фунтов (47453,6 Нм) 

• Двухскоростная механическая передача. 

• Быстрая смена скользящих головок. 

• Гидравлическое стопорное устройство WD Tri-Grip. 

• Радиальный замок дверцы. 

• Полноохватные вкладыши с абразивным 

покрытием True Grit для спуско-подъемных 

операций труб из хромистых сталей. 

Безопасность прежде всего – 

Работайте безопасно 

Стандартные и опциональные особенности: 

• Ограждение блока клапанов управления - 

Неподвижно закрепленная защитная рамка для 

предотвращения повреждения или случайного 

нажатия рукояток. 

• Система отвода головок - автоматически отводит 

шарнирные головки до их позиции готовности после 

завершения операций закрепления/раскрепления 

соединений. Стандартная функция для ключей со 

скользящими головками. 

• Блокировка дверцы - предотвращает случайное 

срабатывание ключа при открытой дверце. 

• Гидравлические цилиндры механизма привода 

дверцы - Исключают персонал в передней части 

ключа для ручного открытия и закрытия дверцы. 

• Предохранительное ограждение дверцы для 

защиты пальцев - резиновый кожух сокращает зоны 

защемления при ручном управлении дверцей ключа. 

• Предохранительный кожух пружины – Для 

сокращения мест защемления персонала, гильзы 

устанавливаются поверх пружин стопора. 

• Ручки позиционирования ключа – обеспечивают 

защиту рук оператора при перемещении ключа, когда 

он подводит ключ к трубам и отводит его от них. 

• Стропы позиционирования ключа – промышленно 

прочные ленточные ремни с обрезиненной 

поверхностью захвата для подвода и отвода ключа от 

трубного соединения. 

• Наклейки безопасности – обозначение 

потенциальных опасностей при эксплуатации 

оборудования. 

• Цветовая схема повышенной безопасности 

(цветовая маркировка опасных зон) – наглядная 

заводская цветовая маркировка для визуального 

восприятия персоналом сведений о наилучших 

способах эксплуатации. 

Гидравлические станции дизельные и электрические 

ECKEL.COM | SALES@ECKEL.COM

Редакционная Коллегия Editorial: 

Шеф-редактор 

Editorial Director 

Daniel Stevenson 

info@rogtecmagazine.com 

Условия подписки: 

Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG 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. 

Отдел рекламы Sales: 

Директор по продажам 

Sales Director 

Doug Robson 

doug.robson@rogtecmagazine.com 

Subscriptions: 

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. 

Изменение адреса. Пожалуйста, сообщите нам о любых изменениях 

адресов, написав: info@rogtecmagazine.com 

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


www.tmgworldwide.net 

PEN-O-TRATOR V2 

Excellence Evolved 

Существенное изменение в 

конструкции башмака-расширителя 

Первый в отрасли башмакрасширитель 

с реальной 

возможностью настройки 

Усовершенствованный способ 

прохождения уступа в стволе 

скважины 

Характеристики 

усовершенствованной очистки 

ствола 

Меры по оптимизации 

возможностей конструкции для 

бурения 

www.downholeproducts.com

23rd April 2020 Moscow 

8 th RDCR Well Engineering Forum 

• Leading Russian Forum for Drilling Professionals 

• Over 450 highly Qualified Representatives of Leading Russian 

Oil and Gas Drilling Companies 

• Drilling Technology Presentations from Russian and international 

Oil and Gas Operators 

• Technologically Oriented Round Table Discussions 

Tomorrows Wells - Delivered Today! 

www.rdcr.ru

Содержание 

Contents 

Газпром нефть: лидер по наличию компетенций в 

проведении повторных многостадийных ГРП 

12 

Gazprom Neft: the Competency Leader in Multi-stage 

Hydraulic Refracturing Operations 

Процесс навигации скважины 

Применение системы связи «Светофор» и методов 

смены целей в геонавигации 

28 

Well Navigation Process: Application of Traffic Light 

Communication System and Target Changing Methods 

in Geosteering 

RPI: Старение фонда скважин поддержит рынок 

операций КРС и колтюбинга 

50 

RPI Reports: Declining Well Production Will Boost the 

Workover and Coiled Tubing Market 

Перспективные направления газонефтепоисковых 

работ на морском шельфе России в ХХI веке 

72 

Russian Offshore: 

Promising Oil & Gas Exploration Areas 

Форум RDCR-2019 – место, где встречаются 

российское бурение и добыча 

90 

RDCR 2019: Where the Russian Drilling and 

Production Industry Meet 

Итоги работы Зала «Супервайзинг бурения и 

нефтегазодобычи» на Круглом Столе RDCR-2019 

108 

New to RDCR-2019 Supervision Services Hall 

“Supervision in Drilling and Oil&Gas Production” 

12 

28 

72 

90 


Надежная защита - 

это не дорого. 

Это бесценно! 

• Безупречная защита буровой колонны и обсадной 

трубы. 

• Повторное нанесение без ограничений и 

дополнительной обработки. 

• Уверенность при использовании. 

• Простое нанесение - надежная защита! 

• Положитесь на техническую поддержку от 

Хардбендинг Солюшнз. 

• Уже защитили более 

250 000 труб в России. 

Не сомневайтесь, используйте только лучшее! 

by POSTLE INDUSTRIES 

www.hardbandingsolutions.ru 

Email: eurasia@hardbandingsolutions.com

Колонка шеф-редактора 

Добро пожаловать на страницы 58-го выпуска журнала 

ROGTEC! Мы приближаемся к окончанию долгого 

жаркого лета, и здесь в Марбелье, и в центральном 

офисе TMG Worldwide, это может означать только 

одно – подготовка к форуму KDR -Скважинный 

Инжиниринг. KDR-2019 – это 5-я по счету ежегодная 

ведущая площадка казахстанской отрасли бурения 

и добычи, и организационный комитет данного 

мероприятия на данный момент обеспечил наилучший 

состав ключевых выступающих и набор тематических 

исследований из производственной практики компанийоператоров. 

Центральной темой форума KDR-2019 

станет «Повышение эффективности бурения и 

добычи через эффективное применение цифровых 

технологий», и Жакып Марабаев, широко известный 

и уважаемый представитель нефтегазового сектора 

Казахстана, обратится с приветственной речью ко всем 

делегатам форума KDR. Будучи Главным операционным 

директором компании АО НК «КазМунайГаз», он 

кратко изложит стратегии и планы Национальной 

компании, и расскажет о том, как она проводит процесс 

цифровизации своих операций. Состав участников 

действительно выдающийся, и если вы не сторонний 

наблюдатель на этом рынке, то это мероприятие, 

которое никак нельзя пропустить. 

Данный выпуск журнала является официальным 

изданием форума KDR-2019, и у нас есть ряд 

замечательных статей для вас. Падение добычи 

является проблемой на разработанных месторождениях 

по всей России, и наши партнеры из RPI расскажут о 

том, как эта проблема дала импульс рынку капитального 

ремонта и ГНКТ. Это хорошая новость для компаний, 

работающих в данном секторе, и данная тема будет 

освещена на форуме RDCR-2020 (к вашему сведению, 

подтверждаю, что он назначен на 23 Апреля, 2020 г., 

чтобы не теснить календарь праздников Пасхи). 

работе всего форума и этот материал стоит прочесть. 

Другие статьи рассказывают о том, как Газпром 

нефть лидером по наличию компетенций в проведении 

повторных многостадийных ГРП , о перспективных, по 

мнению ВНИИГАЗа, площадях разведки на российском 

шельфе, а также о применении коммуникационной 

системы «Светофор» в геонавигации. 

Я также хотел бы поделиться новостью о том, что TMG 

Worldwide расширяет географию серии нефтегазовых 

форумов «Скважинный инжиниринг». Мы недавно 

подтвердили сотрудничество с Национальной 

нефтяной корпорацией Ганы (GNPC) и Национальной 

нефтяной комиссией Ганы с целью создания нового 

форума «Скважинный Инжиниринг – Западная Африка 

(WAWEF-2020)» в г.Аккре, в Феврале 2020 г. Здорово 

видеть, что усилия, прилагаемые командой TMG 

Worldwide, все более и более признаются нефтегазовым 

рынком по всему миру, и мы с нетерпением ожидаем 

расширения нашей деятельности по другим рынкам и 

отраслям, в 2020 году, и далее. Так что, как говорится, 

следите за событиями. 

Надеюсь, вам понравится данный выпуск. 

Дэниел Стивенсон 

Шеф-редактор 


Раз мы коснулись форума RDCR, следует сказать, что 

у нас есть отличная статья, дающая краткий обзор 

дискуссий, состоявшихся в Зале по теме Супервайзинга 

в нефтегазодобыче на форуме RDCR-2019. Данный 

зал действительно стал огромным дополнением к 

10 ROGTEC 

www.rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com 

ROGTEC 

11

EDITORSNOTES 

Editors Notes 

Dear Readers, 

Welcome to issue 58 of ROGTEC Magazine. We are coming 

to the end of a long hot summer here on the Costa del Sol 

and at TMG Worldwide HQ that means only one thing – 

preparations for the KDR Well Engineering Forum. KDR 2019 

is the 5th Anniversary of this industry leading platform and 

the events team have ensured the best line up of keynote 

speakers and operator case studies to date. The general 

theme of KDR 2019 is “Increasing Efficiency in Drilling and 

Production Operations through the Efficient Use of Digital 

Technologies” and Zhakyp Marabayev, and widely known 

and respected figure in the Kazakh oil and gas sector, will 

make the Keynote welcome address to all KDR delegates. As 

COO of JSC NC KazMunayGas, he will outline strategies and 

plans for the National Company and how it is digitalising its 

operations. The line up is outstanding and if you are involved 

in this market it really is a must attend. 

This issue is the official publication to KDR 2019 and we 

have a number of great articles for you to read. Declining well 

production is an issue across brownfields in Russia, and our 

partners at RPI talk how this problem will boost the workover 

and coiled tubing market. Good news for companies in 

this sector and this is an area that will be covered at RDCR 

2020 (confirmed FYI as the 23rd April 2020 to avoid the 

Easter holidays). On the subject of RDCR, we have a great 

article outlining discussions from the supervising services 

hall at RDCR 2019. It really was a great addition to the 

forum and is well worth a read. Other articles look at how 

GazpromNeft is a competency leader in Multi-stage Hydraulic 

Refracturing Operations, VNIIGAS on promising exploration 

areas offshore Russia as well as the Application of Traffic Light 

Communication Systems in Geosteering. 

I would also like to share the news that TMG Worldwide 

is expanding the global reach of its “Well Engineering 

Forum” series of oil and gas conferences. We have recently 

confirmed a partnership with the Ghana National Petroleum 

Corporation and the Petroleum Commission of Ghana to 

launch the inaugural West African Well Engineering Forum 

(WAWEF 2020) in Accra in February. It is great to see that 

the efforts put in by the team at TMG Worldwide are being 

recognized in oil and gas markets across the world and we 

are looking forward to expanding into further markets, and 

industries, in 2020 and beyond. Watch this space. 

I hope you enjoy this issue, 

Daniel Stevenson 

Editorial Director 



2020 

1 st West African Well Engineering Forum 

February 2020, Accra, Ghana 

Increasing Efficiency and Best Practices During the 

Well Engineering Cycle in West Africa 

www.wawef.com

ГРП 

К.В. Кулаков, С.В. Тишкевич, А.Д. Осташук, С.Ю. Баркалов 

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 

K.V. Kulakov, S.V. Tishkevich, A.D. Ostashuk, S.Y. Barkalov 

Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg 

Газпром нефть: лидер по наличию компетенций в 

проведении повторных многостадийных ГРП 

Gazprom Neft: the Competency Leader in Multi-stage 

Hydraulic Refracturing Operations 

Введение 

В компании ПАО «Газпром нефть», начиная с 

2011 года, большинство вновь вводимых скважин 

из бурения являются горизонтальными (ГС) с 

многостадийным гидравлическим разрывом пласта 

(МГРП). На текущий момент на месторождениях 

Компании пробурено порядка 2700 горизонтальных 

скважин с МГРП, оборудованных «пакернопортовыми» 

компоновками хвостовиков 

(нецементируемыми), активируемые путем сброса 

«шаров-отсекателей», из которых около 800 

оборудованы муфтами ГРП многократного действия. 

Introduction 

Since 2011, most of the newly-commissioned wells 

delivered by Gazprom Neft’s drilling units have been 

horizontal wells (HW) with multi-stage hydraulic fracturing 

(MSHF). To date, about 2,700 horizontal wells with 

MSHF, equipped with ball-drop-activated “packer-andport” 

liner assemblies (uncemented), have been drilled 

in the Company’s fields, out of which about 800 are 

equipped with reusable frac sleeves. 

Over time, the productivity of such wells tends to 

decrease gradually under the influence of various 

14 



FRACTURING 

600 

Ввод новых скважин ГС с МГРП по годам 

Commissioning of New HWs w/MSHFs by Year 

548 

500 

454 

448 

400 

363 

384 

300 

285 

200 

189 

100 

0 

3 

2011 

31 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

2018 2019 

6 мес. 

6 months 

Рис. 1: Динамика ввода горизонтальных скважин с МГРП в ПАО «Газпром нефть» по годам 

Fig. 1: Changes in the number of horizontal wells w/MSHF commissioned by Gazprom Neft, broken down by year 

С течением времени, под действием различных 

геологических и технологических факторов (вынос 

мех. примесей, пересыпание горной породой 

интервалов перфорации, кольматация проппантной 

набивки («вмятие» в пластичные породы, разрушение 

под действием стрессов), АСПО, соли и т.д.), 

происходит постепенное снижение продуктивности 

таких скважин. И на сегодняшний день, проблема 

выработки запасов и увеличения КИН, за счет 

повторной стимуляции горизонтальных скважин с 

МГРП - один из наиболее актуальных вызовов для 

специалистов «Газпром нефть». 

Основными поводами проведения повторных ГРП 

(рефраков) является: 

• Снижение продуктивности скважин в процессе 

эксплуатации (указано ранее); 

• Полученные преждевременные остановки закачки 

– «СТОПЫ», случаи преждевременного 

ПОВТОРНЫЙ МГРП - REPEATED MSHF 

geological and technological factors (withdrawal of 

solids, perforations filling with loose rock fragments, 

fracture clogging with proppant pack material (due to 

its embedment into plastic rocks and crushing under 

stresses), asphaltene deposits, salts, etc.). It is, thus, 

apparent that one of the most pressing challenges facing 

Gazprom Neft’s specialists today is how to develop more 

reserves and increase oil recovery through repeated 

stimulation of horizontal wells with MSHF. 

The main reasons for carrying out repeated HF 

operations (refracs) are: 

• A decrease in well productivity during the production 

phase (as indicated earlier); 

• Instances of premature injection termination (screenout 

alerts) and other premature work completion 

scenarios (with deviations from the program); 

• Stimulation of ports skipped during the initial 

treatment. 

Трещины первого МГРП 

Fractures from the first-time MSHF 

Трещины повторного МГРП 

Fractures from the repeated MSHF 

Рис. 2: Схематичное изображение повторного МГРП Fig. 2: Schematic diagram of a refrac operation 



15

ГРП 

завершения работ (с отклонением от программы); 

• Стимуляция портов, пропущенных при первичном 

подходе. 

Рекомендуемые критерии подбора кандидата под 

рефрак: 

1. Пластовое давление Pпл не ниже 0,6*Pпл 

начальное; 

2. Процент обводненности продукции не более 80%; 

3. Остаточные запасы более 5 тысяч т; 

4. Текущий скин-фактор более -3; 

5. Глинистые перемычки не менее 15м до газо- и 

водонасыщенных пропластков; 

6. Удаленность от фронта нагнетания воды; 

7. Наличие нестимулированного интервала при 

Технологический вызов заключается в том, 

что типовая конструкция скважин, получивших 

широкое распространение («шаровые» компоновки 

хвостовиков с муфтами МГРП однократного 

действия), не предусматривают проведение 

повторных стимуляций, что создает трудности при 

подборе технологий повторной стимуляции: 

• Управление портами невозможно; 

• Отсутствует возможность селективной обработки 

интервала без применения дополнительных 

технологий; 

• Не прогнозируется точка инициации и 

направление развития вторичной трещины; 

• Наличие интервалов сужения диаметра 

компановки хвостовика. 

Такое положение дел определяет два пути 

дальнейшего развития: 

1. Подбор технологий повторных ГРП на текущих 

компоновках. 

2. Подбор альтернативных методов заканчивания 

скважин. 

На сегодняшний день рынок нефтесервисных услуг 

в области гидроразрыва предлагает достаточно 

большое количество технологий и подходов 

к проведению повторных МГРП. Все они, без 

исключения, заслуживают должного внимания, но 

все ли они работоспособны и универсальны? 

Для ответа на этот вопрос и подбора оптимальной 

технологии проведения рефраков под условия 

месторождений ПАО «Газпром нефть» начались 

работы еще в 2014г.(см. статью П.И. Крюков, 

Гималетдинов Р.А., Доктор С.А., Файзуллин 

И.Г., Шайкамалов Р.Г. «Оптимизация технологии 

повторных многостадийных гидроразрывов пласта»// 

Нефтяное хозяйство. – УДК 622.276.66.02 – 2015. – 

№12. – С. 64–67). 


The following criteria are recommended for refrac 

candidate selection: 

1. Reservoir pressure PR – not lower than 0.6 x PR (initial); 

2. Water cut percentage – not more than 80 %; 

3. Residual reserves – more than 5,000 tonnes; 

4. Current skin factor – higher than -3; 

5. Shale barriers at least 15 m thick separating gas- and 

water-saturated sublayers; 

6. Remoteness from the water-injection front; 

7. Existence of an interval which has not been stimulated 

during the first-time frac treatment. 

The technological challenge lies in the fact that the 

typical well designs that have become common (“balltype” 

liner assemblies with non-reusable MSHF sleeves) 

do not provide for repeated stimulations, which creates 

the following difficulties in the selection of re-stimulation 

technologies: 

• Port control functions are not available; 

• Selective interval treatment is not possible without the 

use of additional technologies; 

• No predictions are made for the secondary fracture 

initiation point and propagation direction; 

• Existence of intervals at which the liner assembly 

diameter narrows. 

This status quo dictates the following two paths for 

further development: 

1. Selection of refrac technologies that will work on 

currently-used assemblies; 

2. Selection of alternative well completion methods. 

Today’s market for oilfield services related to hydraulic 

fracturing offers a fairly large number of technologies and 

approaches for carrying out repeated MSHF operations. 

All of them, without ex-ception, deserve due attention, 

but are they all workable and versatile? 

Work aimed at answering this question and selecting a 

refrac technology optimized for the condi-tions specific 

to Gazprom Neft’s fields began as early as in 2014 (see 

P. I. Kryukov, R. A. Gimaletdi-nov, S. A. Doktor, I. G. 

Fayzullin, R. G. Shaykamalov. Optimizing the repeated 

multi-stage hydraulic fracturing technology // Neftyanoye 

Khozyaystvo. – UDC 622.276.66.02. – 2015. – No. 12. – 

pp. 64–67). 

This line of work is ongoing to this day and is 

continuously enhanced with new experience, technologies, 

and solutions for carrying out re-stimulation 

operations on HWs with MSHF. Pilot tests are being 

carried out to identify the optimal technology for refrac 

projects. 

This work has made it possible to select several solutions 

that can be used on the producing well stock as well as 


Cистемы подвесок 

хвостовиков 

В текущих реалиях индустрии крайне важно улучшить эффективность 

и надежность конструкции скважины, сохраняя экономическую 

эффективность. В различных отраслях, включая добычу нефти и 

газа, горную промышленность, хранение газа и гидроэнергетику, 

системы подвески хвостовиков способны сэкономить время и деньги, 

а также обеспечить повышенную эксплуатационную гибкость 

при заканчивании скважин. Наш полный каталог систем подвески 

хвостовиков и вспомогательного оборудования предназначен для 

составления индивидуальных решений по вашим задачам, начиная 

со сложных, глубоких газовых скважин с высоким пластовым 

давлением, заканчивая простыми нефтяными скважинами с низким 

пластовым давлением. 

Узнайте больше на nov.com/completiontools 

© 2019 National Oilwell Varco | All Rights Reserved

ГРП 

Работа в данном направлении ведется и в настоящее 

время с учетом нового опыта, технологий и решений 

для проведения повторных стимуляций на скважинах 

ГС с МГРП. Проведятся опытно-промышленные 

испытания с целью выявления оптимальной 

технологии проведения рефраков. 

В результате подобраны решения, как для скважин 

действующего фонда, так и для ввода новых. 

Технологии проведения повторных МГРП на 

спущеных («шаровых») компоновках 

Одним из важнейших этапов для реализации 

повторных ГРП является подготовка скважины, 

включающая в себя: 

• Фрезерование седел и шаров (если данные 

работы не были проведены перед запуском 

скважины в работу); 

• Райбирование ствола скважины; 

• Очистка ствола скважины шламоуловителем; 

• Промывка скважины до выхода на поверхность 

раствора требуемого качества; 

• Опционально, возможна очистка ствола скважины 

с использованием гидромониторной промывкой: 

удаление песка, твердых 

отложений из НКТ (парафинов, 

асфальтенов, растворимых 

твердых 

отложений и цемента); 

• В случае спуска в скважину доп. 

инструмента для проведения ГРП 

необходимо сделать 

шаблонировку хвостовика 

скважины имитатором 

компоновки (соответствие 

диаметра и длины, во избежание 

аварий при СПО двухпакерной 

компоновки). 

1.Технология с динамическим отклонением 

Опробована технология проведения повторного 

ГРП с применением «динамического отклонения». 

Технология позволяет производить повторную 

интенсификацию на горизонтальных скважинах 

МГРП действующего фонда (нецементируемые 

хвостовики). Ее суть заключается в блокировании 

существующих, ранее простимулированных трещин, 

разлагаемым материалом и последовательной 

селективной закачке ГРП в существующие 

интервалы. В случае принятия решения о стимуляции 

новых зон вдоль горизонтального ствола, 

проводится гидропескоструйная перфорация (ГПП). 

Работа состава динамического отклонителя: 

СБТ 60,3 мм 

Steel drill-pipe (SDP), 

60.3 mm 

in new well projects to be commissioned. 

Repeated MSHF Technologies Using Run-in- 

Hole (“Ball-Type”) Assemblies 

One of the most important stages in refrac 

implementation is the preparation of the well, which 

includes: 

• Milling the seats and balls (if this work had not been 

performed before the well was put into production); 

• Reaming the wellbore; 

• Cleaning the wellbore using a junk basket; 

• Flushing the well until the fluid reaching the surface is 

of the required quality; 

• Optionally, the wellbore can be cleaned using the 

jet-flushing technique: it removes the sand and solids 

present in the tubing (paraffins, asphaltenes, soluble 

solid impurities, and cement); 

• Frac projects that involve additional run-in-hole 

operations require that the liner section of the well 

be drift-tested using a simulator of the assembly (to 

verify the diameter and length conformity with a view 

to avoiding accidents during the run-in-hole/pull-outof-hole 

(RIH/POOH) operations performed on the dualpacker 

assembly). 

Райбер типа «арбуз» 95 мм 

Watermelon-type reamer mill, 

95 mm 

Рис. 3: Оборудование для проработки ствола скважины 

Fig. 3: Borehole conditioning equipment 

СБТ (9 м) 

SDP (9 m) 

1. Dynamic-Diversion Technology 

ФКК 

FCC unit 

One of the refrac technologies that have been tested 

uses the so-called “dynamic diversion” method. 

This technology makes it possible to carry out restimulation 

projects on the existing HW stock with MSHF 

(uncemented liners). Its key idea is to block the existing, 

previously stimulated fractures with degradable material 

and then to start selectively injecting frac fluid into the 

existing intervals, one by one. If a decision is made to 

stimulate new zones along the horizontal wellbore, this is 

achieved using the hydro-sandblasting perforation (HSP) 

method. 

The fluid used in the dynamic diversion process works as 

follows: large particles are blocked at the mouth of the 

fracture, small particles reduce the permeability of the pill 

18 



eckel.com | sales@eckel.com 

FRACTURING 

5½HS UHT-35 

БЕЗОТКАЗНЫЙ, НАДЕЖНЫЙ И ПРОВЕРЕННЫЙ 

47453.6Нм 

Особенности гидравлического ключа 

5½ HS UHT-35 Эккель: 

• Крутящий момент 35000 футо-фунтов (47453.6 Нм) 

• Гибкий выбор значений крутящего момента и скорости 

вращения при использовании гидравлического мотора 

с технологией Hydra-Shift в сочетании с механической 

двухскоростной передачей, четыре диапазона крутящего 

момента и скорости вращения. 

• Быстрая смена скользящих головок 

• Работает с бурильными трубами 

• Hydra-Shift (гидравлическое переключение частоты вращения и 

крутящего момента) 

• Гидравлическое стопорное устройство WD Tri-Grip. 

• Радиальный замок дверки 

Гидравлические ключи Эккель защищают 

ваши трубные соединения от дорогостоящих 

повреждений. Проверено по всему миру. 

Уже более 60 лет Эккель является мировым лидером 

в поставке высокопроизводительных гидравлических 

ключей. Эккель предлагает разнообразные модели 

гидравлических ключей для работы с бурильными, 

обсадными и насосно-компрессорными трубами, 

гидравлические стопорные устройства и силовые 

гидравлические станции. Предлагается вниманию полный 

модельный ряд гидравлических ключей для работы с 

трубами от 2-1/16 (52,4 мм) до 36 дюймов (914,4 мм) 

и крутящим моментом до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) 

для самых востребованных условий на суше и на море. 

Explorer II - Компьютеризированная 

система контроля и регистрации 

крутящего момента и скорости 

вращения 

Разнообразные типы 

вкладышей для 

каждого применения 

В чем ваша основная проблема с трубным соединением? 

Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU 

Гидравлические станции дизельные и электрические 


eckel.com | sales@eckel.com 

Эксклюзивный региональный представитель: 

Коралайна Инжиниринг: 

Coralina Engineering: 

coralina.ru | oil-gas@coralina.ru 

ROGTEC 19

ГРП 

крупные частицы блокируются при входе в трещину, 

мелкие частицы уменьшают проницаемость пачки 

для временной изоляции трещины, волокна 

консолидируют пачку, время разложения блок-пачки 

зависит от ее объема и пластовой температуры. 

Типовой порядок проведения работ: 

• Проведение термометрии для выявления 

выработанных зон – принимающих интервалов 

(исследование температурного профиля 

горизонтального ствола скважины); 

• Закачка отклонителя и блокирование 

существующих трещин (принимающих 

интервалов); 

• ГПП (опционально); 

• ГРП; 

• Проведение термометрии для выявления 

месторасположения новой трещины ГРП за счет 

выявления температурных аномалий 

(исследование температурного профиля 

горизонтального ствола скважины); 

• Проведение цикла требуемое количество раз; 

• Освоение скважины; 

• Демонтаж и демобилизация флотов ГРП и гибкой 

насосно – компрессорной трубы (ГНКТ). 

material for tempo-rary isolation of the fracture, the fibers 

consolidate the pill; the time it takes for the blocking pill 

to decompose depends on its size and on the reservoir 

temperature. 

The typical work procedure is as follows: 

• Carrying out thermometry testing to identify the 

depleted zones, i. e. recipient intervals (studying the 

temperature profile of the horizontal wellbore); 

• Injecting the diverter fluid and blocking the existing 

fractures (recipient intervals); 

• HSP (optional); 

• HF; 

• Carrying out thermometry testing to identify the 

location of a new fracture obtained via HF by 

iden-tifying temperature abnormalities (studying the 

temperature profile of the horizontal wellbore); 

• Completing the cycle again as many times as required; 

• Bringing the well on-line; 

• Dismantling and demobilizing the frac fleets and coiled 

tubing (CT). 

The Company has implemented this technology: 

• At 3 wells drilled in the Vyngapurovskoye field operated 

by Gazpromneft-NNG (5, 4, and 4 stages, respectively) 

– Phase 1; 

Жидкость с проппантом 

Proppant fluid 

Химический заполнитель заполняет трещины 

Chemical filler material is filling the fractures 


Трещины повторного МГРП 


Fractures from the repeated MSHF 

Рис. 4: Проведение повторного ГРП с применением «химического отклонителя» 

Fig. 4: Refrac operations using a “chemical diverter” unit 

20 



FRACTURING 

Рис.3. Проведение повторного ГРП с применением 

«химического отклонителя». 

Технология в Компании была реалзована: 

• на 3 скважинах Вынгапуровского месторрождения 

ОАО «Газпромнефть-ННГ» (5, 4 и 4 стадии) - фаза 1; 

• на 2 сквадинах Южно-Приобского месторождения 

ООО «Газпромнефть-Хантос» (по 4 стадии) - фаза 2; 

• наиболее успешный опыт на 3 скважинах в ОАО 

«Славнефть-Мегионнефтегаз» (3, 2 и 3 стадии). 

Данная технология подтвердила свою 

работоспособность, однако, выявлен и ряд 

ограничений: 

• присутствие риска развития трещины в интервале 

размещения блок-пачки; 

• риск развития трещины в выработанные зоны 

пласта; 

• высокая стоимость проведения работ в связи с 

необходимостью привлечения комплекса ГНКТ 

для проведения термометрии; 

• Неоднозначные результаты по добыче требуют 

пересмотра критериев выбора скважинкандидатов. 

2.Технология с применением 

малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки 

проппантом 

Проведение повторных стимуляций при помощи 

малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки 

проппантом. 


• Качественная подготовка скважины, проведение 

шаблонировки для избежания аварий при спускоподъемных 

операциях (СПО) малогабаритного 

пакера; 

• Посадка малогабаритного пакера для отсечения 

• At 2 wells drilled in the Yuzhno-Priobskoye field 

operated by Gazpromneft-Khantos (4 stages each) – 

Phase 2; 

• The greatest success was achieved at 3 wells 

operated by Slavneft-Megionneftegaz (3, 2, and 3 

stages, respectively). 

This technology has proven to be a workable solution, 

but at the same time has demonstrated the following 

limitations: 

• Risk of fracture propagation in the interval where the 

blocking pill is located; 

• Risk of fracture propagation into the depleted zones of 

the reservoir; 

• High cost of work due to the need to use a CT system 

for thermometry; 

• Inconsistent production results call for a revision to the 

candidate well selection criteria. 

2. Technology Using a Small Tubing Packer and 

Proppant Filling 

Re-stimulation operations using a small tubing packer 

and proppant filling. 


• High-quality well preparation, drift testing to avoid 

accidents during the RIH/POOH operations per-formed 

on the small packer; 

• Setting the small packer to cut off the upstream frac 

ports that are open; 

• Carrying out the “substitution” operation, determining 

the injection capacity; 

• Injecting the minifrac fluid; 

• Carrying out the main frac treatment with proppant 

under-flushing (at the final stages, the concen-tration 

should be quite high – 2000 kg/m3); 

• Waiting for the fracture to close and compacting the 

proppant pack; 

НКТ 89 мм 

Tubing, 89 mm 

Пакер подвески компоновки 

Assembly hanger packer 

МУФТА – ФРАК-ПОРТ 

SLEEVE – FRAC PORT 

ПАКЕР многоразовый 

механический 

Reusable mechanical PACKER 

МУФТА – ФРАК-ПОРТ 

SLEEVE – FRAC PORT 

ПРОПАНТНАЯ ПРОБКА 

PROPPANT PLUG 

НКТ 50,8 мм 

Tubing, 50.8 mm 

ПАКЕР КОМПОНОВКИ 

ASSEMBLY PACKER 

ХВОСТОВИК НКТ 114 мм 

TUBING LINER, 114 mm 

ПАКЕР КОМПОНОВКИ 

ASSEMBLY PACKER 

Рис. 5: Проведение повторного ГРП с использованием малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом 

Fig. 5: Refrac operations using a small tubing packer and proppant filling 



21

ГРП 

открытых фрак-портов, расположенных выше; 

• Проведение операции «замещение», определение 

приемистости; 

• Закачка Мини ГРП; 

• Выполнение основного ГРП с недопродавкой 

проппанта (последние стадии с высокой 

концентрацией - 2000кг/м3); 

• Ожидание закрытия трещины и уплотнение 

проппантной отсыпки; 

• Перепосадка пакера (бригадой капитального 

ремонта скважин – КРС) в следующий интервал, 

• Повторение цикла требуемое количество раз. 

Несмотря кажущуюся простоту и использование 

«стандартного» оборудования, данная технология 

имеет ряд существенных ограничений. 

• Высокие требования к качеству подготовки ствола 

скважины (фрезерование седел и шаров); 

• Риск прихвата и повреждения малогабаритного 

пакера, износ эластомера при проведении спускоподъемных 

операций (СПО); 

• Дополнительные затраты на работу ГНКТ и СПО КРС. 

При этом нет гарантированной изоляции стадий 

(возможны утечки в ранее простимулированные 

интервалы, риск получения «СТОПа»). 

3.Технология проведения ГРП с 

применением двухпакерной компоновки 

Использованием двухпакерной компоновки. 

Инструмент представляет собой компоновку 

многоразового действия, верхний пакер чашечного 

типа, оснащен форсунками для ГПП (опция), и 

проведения неограниченного количества стадий. 


• Подготовка ствола скважины; 

• Спуск инструмента в требуемый интервал, 

позиционирование; 

• Пакеровка инструмента; 

• Проведение ГПП; 

• Активация чашечного пакера; 

• Тест на приемистось; 

• Проведение основного ГРП; 

• Распакеровка, перевод инструмента в 

транспортное положение; 

• Подъем к следующему интервалу. 

• Посадка пакера; 

• Повторение цикла требуемое количество раз. 

Благодаря наличию двухпакерной системы, 

позволяющей изолировать нужный интервал, данный 

инструмент можно использовать для проведения 

рефраков на имеющих «шаровых» компоновках. 

Такие работы были успешно реализованы на 

• Resetting the packer (by the well workover crew, 

WWO) to the next interval, 

• Repeating the cycle as many times as required; 

Despite the apparent simplicity and the use of “standard” 

equipment, this technology has a number of significant 

limitations. 

• High requirements for the wellbore preparation quality 

(milling of seats and balls); 

• Risk that the small packer will get stuck and damaged; 

wear and tear of the elastomer material used in the 

RIH/POOH operations; 

• Additional costs associated with the use of coiled 

tubing and RIH/POOH operations by the WWO crew. 

At the same time, there is no guarantee that any stage will 

be properly isolated (leaks into the previously-stimulated 

intervals are possible, screen-out risk is a concern). 

3. Frac Technology Using a Dual-Packer Assembly 

Using a dual-packer assembly. The tool is a reusable 

assembly, the upper packer is a cup-type device 

equipped with nozzles for HSP operations (optional), 

suitable for handling an unlimited number of stages. 


• Preparing the wellbore; 

• Running the tool into the required interval, positioning; 

• Sealing the tool; 

• Carrying out HSP; 

• Activating the cup-type packer; 

• Testing for injection capacity; 

• Conducting the main frac treatment; 

• Unsealing the tool and switching it to the transport 

position; 

• Going up to the next interval. 

• Setting the packer; 

• Repeating the cycle as many times as required. 

Thanks to to the availability of a dual-packer system 

making it possible to isolate the desired in-terval, this tool 

can be used to carry out refrac operations on existing 

“ball-type” assemblies. Such work was successfully 

implemented at three wells drilled in the fields operated 

by Slavneft-Megionneftegas: 

• 1 well – 3 frac stages preceded by HSP operations, 

25 tonnes of proppant each (114 mm cemented liner 

of constant cross-section). 

• 1 well – 3 frac stages using existing ports, 25 tonnes 

of proppant each (114 mm, uncemented liner, drilling 

through “ball couplings” was required); 

• 1 well – 3 frac stages using existing ports, 15 

tonnes of proppant each. A sidetracked well (102 mm, 

uncemented liner, drilling through “ball couplings” 

was required). 

22 



FRACTURING 

Разъединительный 

переводник 

Safety joint 

Верхний чашечный 

пакер 

Upper cup-type 

packer 

Удлинительный 

патрубок 

Extension piper 

Пакер EZ-Trieve 

EZ-Trieve packer 

Механический 

локатор муфт 

Mechanical sleeve 

locator 

Центратор нижний 

Lower centralizer 

Порт ГРП 

Frac port 

2019 Halliburton, все права защищены 

2019 Halliburton Rights Reserved 

Центратор верхний 

Upper centralizer 

Рис. 6: Схема двухпакерной компоновки 

Fig. 6: Dual-packer assembly schematic 

трех скважинах месторождений «Славнефть – 

Мегионнефтегаз»: 

• 1 скважина - 3 стадии ГРП после ГПП по 

25т проппанта каждая (114мм равнопроходной 

цементированный хвостовик). 

• 1 скважина - 3 стадии ГРП в существующие порты 

по 25 т проппанта (114мм, нецементированный 

хвостовик, потребовалось разбуривание «шаровых 

муфт»); 

• 1 скважина - 3 стадии ГРП в существующие 

порты по 15 т проппанта. Скважина с боковым 

стволом - 102мм., нецементированный хвостовик, 

потребовалось разбуривание «шаровых муфт»). 

В «Славнефть – Мегионнефтегазе» аналогичная 

компоновка была успешно использована при 

проведении первичного ГРП в равнопроходных 

хвостовиках, оборудованных муфтами ГРП 

«разрывного» типа (срабатывание муфты и 

открытие перфорационных отверстий происходит 

при создании определенного давления) на трех 

скважинах по 8 стадий (5-7т проппанта на стадию). 

Также имеется опыт повторной стимуляции 

двухпакерной компоновкой на двух скважинах ООО 

«Газпромнефть-Ямал», конструкция хвостовика в 

которых представлена секциями заколонных пакеров 

и фильтров. 

Работы по спуско-подъемным операциям (СПО) 

инструмента осуществлялись силами КРС: скважина 

предварително подготавливалась (райбирование, 

с проработкой интервалов позиционирования чаш 

и посадок самой компоновки, шаблонирование 

горизонтальной части ствола скважины, промывка 

гидромониторной насадкой противопесочных 

фильторв и удаление кольматационного экрана 

в ПЗП). Далее, перед началом работ компоновка 

распологается выше всех фильтров в части «глухой 

Slavneft-Megionneftegas successfully used a similar 

assembly during the initial frac treatment in constantcross-section 

liners equipped with “burst” frac sleeves 

(the sleeve is activated and the perforation holes open 

when a certain pressure is created) at three wells, 8 

stages each (5–7 tonnes of proppant per stage). 

Dual-packer assemblies have also been used for restimulation 

projects at wells operated by Gaz-promneft- 

Yamal, whose liner designs comprised sections of 

annular casing packers and filters. 

The tool run-in-hole and pull-out-of-hole (RIH/POOH) 

operations were carried out by the WWO crew: the 

wellbore was prepared in advance (reaming and 

conditioning of the intervals where it was planned to 

position the cups and to set the assembly itself, drifttesting 

of the horizontal por-tion of the wellbore, flushing 

the sand screen using a jet-flushing nozzle, and removing 

the wall packing layer in the bottom-hole zone of the 

formation). Next, before the commencement of the work, 

the assembly is located above all the filters in the “dead 

string” section (to prevent any cross-flow through annular 

casing packers), and its cups are pressure tested. If 

the pressure test is successful, the assembly is then 

lowered to the required interval, its cups are positioned 

between the filter sections, and the frac operation is 

carried out. This experimental project was unique in how 

the assembly was put together in such a way that the 

distance between the cups was equal to the length of 

the filter section (which, in this case, matched the length 

of the perforation interval for hydraulic fracturing) – i. e. 

140 and 170 m. 

RIH/POOH operations for the dual-packer assembly can 

be performed on both conventional and coiled tubing. 

The use of this technology is associated with a high risk 

of the assembly getting stuck and damaged; also, the 

elastomer material used in the RIH/POOH operations is 



23

ГРП 

трубы» (для исключения возможности перетока по 

заколонным пакерам) и проводится опрессовка 

чашек - «кап». В случае успешной опрессовке 

производится спуск компоновки в требуемый 

интервал, лоцирование «кап» в промежутках 

между фильтровыми секциями и проведение ГРП. 

Уникальность данных опытно- промышленных работ 

заключалась в сборке компоновке таким образом, 

что расстояние между «капами» было равно длине 

фильтровой части (что в данном случае являлось 

интервалом перфорации для ГРП) – это 140 и 170м. 

Работа по СПО с двухпакерной компоновкой, 

возможны, как на НКТ, так и на ГНКТ Применение 

данной технологии сопряжено с высоким риском 

прихвата и повреждения компоновки, износ 

эластомера при проведении СПО. В случае 

получения «СТОПа»- высокие риски, связанные с 

распакеровкой двухпакерной системы и вымывом 

проппанта. 

4.Технология проведения повторных 

стимуляций в «шаровых» компоновках с 

муфтами МГРП многоразового действия 

При полномасштабном тиражировании технологии 

проведения МГРП с «шаровыми компоновками», в 

ответ на наши переживания касаемо предстоящих 

работ по повторным стимуляциям скважин с 

«шаровыми» фрак-портами однократного действия, 

часть производителей оперативно отреагировали и 

сработали на опрежение. Около 30% поставленных 

и спущенных по Компании компоновок, после 2015г. 

оказались с возможностью повторного закрытия/ 

открытия. 

По истечению трех лет работы в ООО 

«Газпромнефть-Хантос»» пришло время повторных 

ГРП на данных скважинах ГС с МГРП, и такие работы 

начались в 2018 году. 

Была подготовлена скважина с 7ми стадийным МГРП 

(1 гидропорт и 6 фрак-портов), отфрезерованы 

посадочные седла (для шаров), очищен и 

отшаблонирован ствол. 

Изначально планировалось закрытие всех муфт, 

проверка герметичности, далее по очередное 

открытие, проведение повторного ГРП и закрытие 

муфт: 1, 3, 5 и 7. 

Первая попытка закрытия муфт осуществлялась 

специальной однопакерной компоновкой на ГНКТ. 

Не смотря на качественную подготовку скважины, в 

ходе ведения работ не однократно были получены 

затяжки и прихваты, также в работе компоновки 

exposed to high wear and tear. Where a screen-out alert 

has been received, there are high risks associated with 

possible unsealing of the dual-packer system and the 

proppant being washed out. 

4. Re-stimulation Technology Involving “Ball- 

Type” Assemblies with Reusable MSHF Sleeves 

With the full-scale rollout of the MSHF technology using 

“ball-type assemblies,” as we voiced our concerns about 

the upcoming work involving the re-stimulation of wells 

with non-reusable “ball-type” frac ports, some of the 

manufacturers promptly responded and went proactive. 

About 30 % of the assemblies delivered and distributed 

down the Company’s supply chain after 2015 turned out 

to be equipped with reclosing/reopening functionality. 

After three years of work at Gazpromneft-Khantos, the 

time has come to refrac these HWs with MSHF, and such 

work began in 2018. 

A well previously subjected to a 7-stage MSHF treatment 

(1 hydraulic port and 6 frac ports) was prepared, the 

seat pockets (for the balls) were milled, the borehole was 

cleaned and drift-tested. 

The initial plan was to close all the sleeves, test them for 

leak-tightness, then to open them one by one, carry out 

the refrac operation, and then close the sleeves in the 

following order: 1, 3, 5, and 7. 

The first attempt to close the sleeves was carried out 

using a special CT-deployed single-packer assembly. 

Despite the high-quality preparation of the wellbore, work 

progress was hindered mul-tiple times due to dragging 

and sticking problems; also, the assembly demonstrated 

numerous operational abnormalities associated with 

inadequate leak-tightness of the reusable packer. Out of 

the 6 frac ports, it was found possible to close only 2: 7 

and 6. 

Next, an attempt was made to replace the assembly 

with a special impact-action hydraulic wrench capable 

of delivering large loads to the port and producing 

shock action. However, these attempts also proved 

unsuccessful. 

According to the manufacturer, the reason why the 

wrenches have failed to produce the desired action on 

the frack ports was most likely that this equipment is 

quite sensitive to the presence of proppant and foreign 

objects (various fragments that emerged during the 

milling of the assembly and exploitation of the well) in the 

wellbore. Yet another factor that may have contributed 

to the failure is a design defect in the reusable sleeves 

themselves (jamming of the sleeve cylinder). 

24 



FRACTURING 

наблюдались многочисленные проблемы в виде 

негерметичности пакера многоразового действия. Из 

6ти фрак-портов закрыть удалось только: 7 и 6. 

Далее была предпринята попытка смены компоновки 

на специальный ключ с гидромолотом, позволяющий 

передавать на порт большие нагрузки и создавать 

ударное воздействие. Однако, и эти попытки не 

увенчались успехом. 

По заявлению производителя, вероятной причиной 

неудач при работе ключей с фрак-портами – высокая 

чувствительность к наличию в стволе скважины 

проппанта, а также посторонних предметов 

(различные фрагменты от фрезерования компоновки 

и эксплуатации скважины). Также к возможным 

причинам можно отнести недоработку самих 

многоразовых муфт (заклинивание цилиндра муфты). 

По скважине было принято решение продолжить 

работу по повторным стимуляциям с использованием 

мостовых пробок для отсечения открытых нижних 

интервало. На текущий момент работы по скважине 

продолжаются и это только первый опыт проведения 

подобных работ, по этой причине ставить точку 

и делать выводы о работоспособности шаровых 

многоразовых фрак-портов еще рано. 

Технологии МГРП при альтернативных 

методах заканчивания 

Таким образом, накопленный опыт работ по 

рефракам на скважинах действующиего фонда 

позволил сделать вывод, что необходимо изменить 

сам подход к строительству скважин, а именно: 

переход на равнопроходные цементированные 

хвостовики с муфтами ГРП многократного действия. 

Практически одновременно с первыми попытками 

проведения рефраков на «шаровых» компоновках, 

начиная с 2014г. в ПАО «Газпром нефть» стартовали 

работы по строительству горизонтальных скважин 

нового поколения, которые могут снять основные 

существующие ограничения при проведении 

рефраков. 

Бесшаровая технология проведения МГРП с 

равнопроходными муфтами многоразового 

действия 

Одним из примеров нового подхода 

является строительство горизонтальных 

скважин, оборудованных равнопроходными 

цементированными хвостовиками с муфтами МГРП 

многоразового действия. Управление муфтами 

осуществляется специальным ключом на ГНКТ. 

The decision made regarding this well was to continue 

the re-stimulation work using bridge plugs to cut off 

the lower intervals that were open. Work on this project 

is currently still in progress, and these are just the first 

steps in doing this kind of work, so it is too early now 

to call it a day and draw any conclusions about the 

functional capability of reusable ball-type frac ports. 

MSHF Technologies Applicable for Alternative 

Completion Configurations 

In view of the foregoing, it can be concluded that the 

lessons learned from the refrac operations carried out 

on the producing well stock have made it clear that we 

need to change our very ap-proach to well construction, 

namely, to switch to cemented liners of constant crosssection 

with reusable frac sleeves. 

As early as in 2014, at almost the same time that the 

first attempts were made to carry out refrac operations 

on “ball-type” assemblies, Gazprom Neft pioneered the 

construction of next-generation horizontal wells which 

can eliminate the main restrictions that are currently in 

the way of refrac projects. 

Ball-Free MSHF Technology with Reusable 

Sleeves of Constant Cross-Section 

One example of the new approach is the construction 

of horizontal wells equipped with cemented liners of 

constant cross-section with reusable MSHF sleeves. 

The sleeves are controlled via a special CT-deployed 

wrench. 


• Closing all the ports in the course of one RIH/POOH 

operation; 

• Opening the required frac sleeve; 

• Raising the CT or lowering it below the stimulated 

interval; 

• Conducting the frac treatment; 

• Closing the sleeve; 

• Switching to the next sleeve and repeating the 

work cycle. 

The main advantages of this approach are as follows: 

• The number of stages is conditionally “unlimited” (if 

there is a risk that the fracture will break into closely 

located gas- or water-bearing zones, the developer 

can reduce the tonnage and increase the number of 

stages to achieve the planned production parameters); 



25

ГРП 

1) Позиционирование и гидравлическя активация ключа под муфтой 

1) Positioning the wrench under the sleeve and hydrau-lically activating it 

2) Открытие муфты движением компоновки вверх 

2) Opening the sleeve by moving the assembly upward 

3) Расцепление ключа с муфтой после полного от-крытия 

3) Disengaging the wrench from the sleeve when the latter is fully open 

4) Активация пакера при движении вниз 

4) Activating the packer while moving downward 

5) Проведение ГРП. Пакер препятствует воздействию на нижележащие зоны 

5) Conducting the frac treatment. The packer prevents exposure to underlying zones 

6) Снятие пакера движением вверх. Переход на вы-шележащую зону 

6) Releasing the packer by moving it upward. Switching to the overlying zone 

Рис. 7: Проведение ГРП с использованием муфт ГРП многоразового действия (ключ+профиль муфты) 

Fig. 7: Frac operation involving reusable frac sleeves (wrench + sleeve section) 


• Закрытие всех портов за одну СПО; 

• Открытие требуемой муфты ГРП; 

• Подъем ГНКТ или спуск ниже стимулируемого 

интервала; 

• Проведение ГРП; 

• Закрытие муфты; 

• Переход к следующей муфте и повтор цикла работ. 

Рис.6. Проведение ГРП с использованием муфт ГРП 

многоразового действия (ключ+профиль муфты). 

Главные достоинства данного подхода: 

• Условно «неограниченное» количество стадий 

(в случае риска прорыва в близко расположенные 

газо- или водоносные горизонты существует 

возможность снижения тоннажа и увеличения 

количества стадий для достижения запланированных 

добычных параметров); 

• Наличие равнопроходного ствола (снижение 

риска аварий, прихватов, возможность 

• A wellbore of constant cross-section (reducing the risk 

of accidents and sticking problems, the abil-ity to 

analyze the functioning of the frac ports); 

• Because the liner is cemented, the fracture will be 

initiated opposite the frac sleeve within a 

predetermined interval (no cross-flow behind casing); 

• Selective stimulation of the required interval is possible; 

• Well control (closing the reusable sleeves) is possible if 

there is a water or gas breakthrough; 

• No restrictions on the frac design (concentration, flow 

rate, tonnage, etc.). 

The following risks exist: 

• Possible sticking problems during CT operations; 

• High costs associated with the use of CT. 

The technology was implemented at four wells operated 

by Gazpromneft-Yamal: 

• 2 wells, 27 and 30 MSHF stages, respectively; 

• 2 wells, 8 MSHF stages each; 

26 



FRACTURING 

проведения исследований работы фрак-портов); 

• Благодаря цементированному хвостовику 

инициация трещины ГРП происходит напротив 

муфты ГРП в заданном интервале (отсутствие 

заколонных перетоков); 

• Возможность селективной стимуляции требуемого 

интервала; 

• Возможность управления скважиной (закрытие 

многоразовых муфт) в случае прорыва воды 

или газа; 

• Отсутствие ограничений по дизайну ГРП 

(концентрация, расход, тоннаж и т.д.). 

Существующие риски: 

• Возможный прихват при выполнении операций на 

ГНКТ; 

• Высокие затраты на работу ГНКТ. 

Технология была реализована в ООО 

«Газпромнефть-Ямал» на четырех скважинах: 

• 2 скважины по 27 и 30 стадий МГРП; 

• 2 скважины по 8 стадий МГРП 

8 скважин (по 8, 12 и 21 стадий) в ожидании 

проведения ГРП. В ближайшее время по данной 

технологии запланировано проведение повторных 

ГРП. 

Не смотря на то, что результаты успешного рерфака 

на многоразовых портах в Компании отсутствуют, на 

текущий момент – это один из самых перспективных 

подходов к строительству скважин и проведению 

ГРП, что подтверждается, как технологической, так и 

экономической эффективностью. 

Выводы 

На сегодняшний день поиски инструмента для 

проведения рефраков на текущих компоновках ГС с 

МГРП не завершены. 

На текущий момент вопрос работоспособности 

многоразовых муфт МГРП при повторном ГРП 

через 3- 5 лет остается открытым. Проведение ОПИ 

«рефрак на многоразовых портах» ожидается в 

ближайшее время. 

Сравнение экономической эффективности от 

реализации повторных МГРП, также, показывает 

превосходства бесшаровых технологий за счет 

исключения необходимости высокоаварийных 

работ по разбуриванию оснастки хвостовика и 

8 wells (8, 12, and 21 stages) are awaiting frac 

treatment. A number of refrac projects using this 

technology have been planned for the near future. 

Despite the fact that the Company has no history of 

successful refrac implementations with reusable ports, 

this technique is currently one of the most promising 

approaches to well construction and hydraulic 

fracturing, which is confirmed by its technological as 

well as economic efficiency. 

Conclusions 

The search for a refrac tool that can work on 

assemblies currently used in HSs with MSHF is in 

progress to this day. 

The question of whether reusable MSHF sleeves can 

reliably be used in refrac operations, 3–5 years later, is 

still open. Pilot testing of a refrac technology involving 

reusable ports is expected in the near future. 

A comparative analysis of economic efficiencies 

derived from the implementation of repeated MSHF 

operations has also demonstrated the superiority of 

ball-free technologies inasmuch as they obviate the 

need for accident-prone work required to drill through 

the liner accessories and to normalize the bottom-hole 

environment using a CT system. 

For the existing HW stock with MSHF, the technology 

we can highlight as one of the sensible solutions on 

the market is: 

the MSHF technology using a CT-deployed dualpacker 

assembly. 

An analysis of technologies that can be used on 

newly-commissioned HWs with MSHF has shown that 

the most promising avenues for the implementation 

of repeated MSHF operations on HWs are the 

construction of cemented liners of constant crosssection 

equipped with reusable slider-type sleeves 

as well as the transition to ball-free technologies 

and assemblies based on soluble elements, which 

suggests a revision to the current well completion 

approaches. 

Bibliography: 

1. Методический документ ПАО «Газпром 

нефть»: Методические указания на проведение 

работ по многостадийному(многозонному) ГРП 

на месторождениях Компании. М-01.05.07-03 

[Guidance document of Gazprom Neft: Guidelines 

for carrying out multi-stage (multi-zone) hydraulic 

fracturing at the Company’s fields. М-01.05.07-03] 



27

ГРП 

нормализации забоя с применением комплекса 

ГНКТ. 

Для скважин ГС с МГРП действующего фонда из 

представленных технологий можно выделить: 

технологию МГРП с использованием двухпакерной 

компоновки на НКТ. 

Для ввода новых скважин ГС с МГРП анализ 

технологий показал, что наиболее перспективным 

направлением для реализации повторных МГРП 

на ГС является строительство равнопроходных 

цементированных хвостовиков, оборудованных 

многоразовыми сдвижными муфтами, переход 

на бесшаровые технологии, компоновки с 

растворимыми элементами, что предполагает 

пересмотр подходов заканчивания скважин. 

Список используемой литературы: 

1 Методический документ ПАО «Газпром нефть»: 

Методические указания на проведение работ 

по многостадийному(многозонному) ГРП на 

месторождениях Компании. М-01.05.07-03 

2 П.И. Крюков, Гималетдинов Р.А., Доктор С.А., 

Файзуллин И.Г., Шайкамалов Р.Г. «Оптимизация 

технологии повторных многостадийных 

гидроразрывов пласта»//Нефтяное 

хозяйство. – УДК 622.276.66.02 – 2015. – №12. – 

С. 64–67). 

3 Принадлежность рисунков: 

1-2 – ПАО «Газпром нефеть»; 

3 – Schlumberger + ООО «Газпромнефеть-НТЦ»; 

4 – «Сибнефтемаш» + ООО «Газпромнефеть-НТЦ»; 

5 – Halliburton; 

6 – Schlumberger. 

Авторы статьи: 

Кулаков Константин Владимирович - Директор по 

развитию функции «Бурение и внутрискважинные 

работы» ООО «Газпромнефть НТЦ». 

2. Крюков sП. И., Гималетдинов Р. А., Доктор С. А., 

Файзуллин И. Г., Шайкамалов Р. Г. «Оптимизация 

технологии повторных многостадийных 

гидроразрывов пласта» // Нефтяное хозяйство. – 

УДК 622.276.66.0. – 2015. – № 12. – С. 64–67 [P. I. 

Kryukov, R. A. Gima-letdinov, S. A. Doktor, I. G. Fayzullin, 

R. G. Shaykamalov. Optimizing the repeated multistage 

hy-draulic fracturing technology // Neftyanoye 

Khozyaystvo. – UDC 622.276.66.02. – 2015. – No. 12. 

– pp. 64–67]. 

3. Images owned by: 

1 & 2 – Gazprom Neft; 

3 – Schlumberger + Gazpromneft-STC; 

4 – Sibneftemash + Gazpromneft-STC; 

5 – Halliburton; 

6 – Schlumberger. 

Article Authored By: 

Konstantin Vladimirovich Kulakov 

Chief Development Officer, Drilling and Downhole 

Operations Function, Gazpromneft STC. 

Sergey Viktorovich Tishkevich 

Head of Downhole Operations Department, 

Gazpromneft STC. 

Anatoly Dmitrievich Ostashuk 

Area Manager, Downhole Operations Department, 


Stanislav Yuryevich Barkalov 

Chief Specialist, Downhole Operations Department, 


Published with thanks to Gazprom Neft & PROneft Magazine 

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром 

нефть» и журналом «PROнефть» 

Тишкевич Сергей Викторович - Начальник 

Управления внутрискважинных работ ООО 

«Газпромнефть НТЦ». 

Осташук Анатолий Дмитриевич – Руководитель 

направления управления внутрискважинных работ 

ООО «Газпромнефть НТЦ». 

Баркалов Станислав Юрьевич – Главный 

специалист управления внутрискважинных работ 

ООО «Газпромнефть НТЦ». 

28 



FRACTURING 



29

БУРЕНИЕ 

Петр Прзыбыло 

Piotr Przybylo 

Процесс навигации скважины 

Применение системы связи «Светофор» и 

методов смены целей в геонавигации 

Well Navigation Process: Application of Traffic Light 

Communication System and Target Changing Methods 

in Geosteering 

Тандем геонавигатора и оператора наклоннонаправленного 

бурения (ННБ) 

Как ни рассматривай геонавигацию, там всегда 

будет присутствовать ограниченный набор точной 

информации, элементы которой разбросаны по 

всей траектории скважины. Когда востребована 

геонавигация, ничем нельзя заменить геологическое 

и техническое понимание участка, на котором 

ведется бурение, а также крайне важна способность, 

достаточно хорошо приближаться к реальности, 

и принимать информированные решения по 

навигационному управлению. Поэтому, никогда 

нельзя игнорировать или недооценивать 

человеческий фактор в геонавигации. Несмотря 

на то, что в геонавигации применяется наиболее 

продвинутое оборудование, ответ на основной и 

наиболее важный вопрос «двигаться дальше вверх 


Geosteerer – Directional Driller Duo 

For all geosteering approaches, what is precisely known 

is limited and sporadically located along the wellbore 

trajectory. When geosteering is required, there is no 

substitute for geologic and engineering knowledge of the 

area being drilled, the critical ability to approximate reality 

sufficiently well and to make informed directional steering 

decisions. Therefore, the human aspect of geosteering 

should never be forgotten or underestimated. Regardless 

of the most advanced tools used for geosteering, the 

ultimate and most crucial question whether “to steer 

up or steer down?» will always be answered only by a 

geosteerer and executed by a directional driller. 

The relationship between the geosteerer and directional 

driller is the most crucial and imperative of all for the 

ultimate success of the geosteering process. 


DRILLING 

или вниз?» всегда сможет дать только инженергеонавигатор, 

а выполнить маневр сможет лишь 

оператор ННБ. 

Отношения между геонавигатором и оператором ННБ 

являются наиболее важным элементом из всего, что 

способствует успеху в процессе геонавигации. 

Данная статья подробно описывает наиболее 

важные аспекты процесса коммуникации между 

геонавигатором и оператором ННБ; частоту 

передачи инструкций (сигналов), тип информации, 

а также конкретные обстоятельства, при которых 

информацию следует передавать. 

Коммуникация с оператором наклоннонаправленного 

бурения (ННБ) 

Геонавигатор - это человек, который посредством 

анализа данных в реальном времени и их 

интерпретации, обладает всей полнотой информации, 

необходимой для направления скважины в пределах 

узкой горизонтально расположенной цели. Однако, 

именно оператор ННБ сможет физически провести 

скважину в правильном направлении. Хорошие 

отношения между геонавигатором и оператором ННБ 

зачастую определяют конечный успех всей операции. 

Времени, потраченному на улучшение отношений 

между геонавигатором и оператором ННБ следует 

уделять первоочередное внимание, и включать его в 

полную стоимость любых операций по геонавигации. 

Рекомендуется, чтобы команда по геонавигации, т.е. 

геонавигатор и оператор ННБ, до начала бурения 

проводили некоторое ценное время в общении, 

создающем определенную стоимость, и посвященном 

проверке позиций друг друга, подтверждающем 

взаимопонимание поставленных задач геонавигации. 

Понимание намерений геонавигатора позволит 

оператору ННБ более адекватно реагировать на его 

команды. 

Также очень важно выстраивать процесс 

коммуникации в обоих направлениях. Операторы 

ННБ обладают наиболее лучшим пониманием 

особенностей работы КНБК и ее реакций на 

переориентирование, когда она эксплуатируется 

надлежащим образом. Это пойдет на благо всей 

операции управления, и будет способствовать 

более эффективному и действенному выполнению 

маневров. Отсюда следует, что обе стороны 

равноответственны за развитие крепких отношений. 

Ключевая информация, необходимая для 

навигации горизонтальной скважины 

Одной из наиболее важных задач геонавигатора 

является передача оператору ННБ сигналов 

относительно направления движения. Чтобы 

обеспечить адекватное направление движения, 

This article describes in detail the most critical aspects of 

the communication process between the geosteerer and 

the directional driller; frequency of the commands, type of 

information as well as particular circumstances in which 

the information should be conveyed. 

Communication with the Directional Driller 

A geosteerer is a person who through real-time data 

analysis and interpretation owns all the information needed 

to guide the well within a thin laterally distributed target. 

Yet it is the directional driller who can physically steer 

the well towards the right direction. A well-established 

relationship between a geosteerer and directional driller 

often determines the final success of the operation. 

The time spent to improve the geosteerer – directional 

driller relationship should be prioritized and included 

in the overall cost of any geosteering operations. It is 

recommended that the geosteering team, the geosteerer 

and directional driller, should spend value-creating time 

before drilling, dedicated to verifying expectations on both 

sides and confirming mutual objectives of the geosteering. 

Understanding the geosteerer’s intentions will allow the 

directional driller to respond more accurately. 

It is also paramount to create communication in 

both directions. Directional drillers possess better 

comprehension of the BHA capabilities and its reactions 

to the directional changes when properly exploited. This 

will benefit the overall steering operation, with manoeuvres 

being executed effectively and efficiently. Hence, both 

sides are equally responsible for developing a strong 

relationship. 

The Key Information Needed to Navigate a 

Horizontal Well 

One of the geosteerer’s most important tasks is to 

communicate steering directions to the directional driller. 

To establish adequate steering direction, the geosteerer 

needs to establish four key data portions: 

1) Position of the bit in the three-dimensional space 

One way to display a position of the bit in the threedimensional 

subsurface is by using X, Y, Z coordinates 

(figure 1). If geological targets are defined by X, Y, Z 

coordinates, a three-dimensional distance between the 

bit and the geometrical target can be measured. The 

coordinates, however, do not provide information about 

the bit position in relation to the actual reservoir location. 

They also do not specify the actual position of the target in 

relation to the actual reservoir location. 

2) The stratigraphic position of the bit 

The stratigraphic position indicates the position of 

the bit in relation to the reservoir target (e.g. particular 



31


геонавигатору требуются четыре блока данных: 

1) Положение долота в трехмерном пространстве 

Одним из способов показать положение долота 

в трехмерном подземном пространстве является 

использование координат X, Y, Z (рисунок 1). Если 

геологические цели определены координатами 

X, Y, Z, трехмерное расстоянием между долотом 

и геометрической целью можно измерить. 

Координаты, однако, не дают информации о 

положении долота относительно фактического 

положения пласта. Они также не уточняют 

фактическое положение цели в отношении того же 

текущего положения пласта. 

X, Y, Z 

Положение долота 

в трехмерном 

пространстве 

X, Y, Z 

position of the bit in threedimensional 

space 

2) Стратиграфическое положение долота 

Стратиграфическое положение означает положение 

долота относительно целевого продуктивного 

пласта (напр., конкретного стратиграфического 

элемента продуктивного пласта – см. также рисунок 

2). Оно определяет вертикальное и горизонтальное 

расстояние (напр., в футах) до цели (при нахождении 

снаружи) и относительное расстояние до фундамента 

и кровли цели (при нахождении внутри). 

Знание стратиграфического положения долота дает 

возможность уточнить геометрические границы 

целевого продуктивного пласта на данном отрезке 

ствола скважины; а также определить количество 

свободного пространства над и под долотом, в 

случае, если потребуется изменить направление 

бурения (при условии, что известны вертикальные 

и горизонтальные размеры целевого пласта). Эта 

задача частично решается измерением абсолютной 

глубины посредством маркшейдерских 

замеров, поскольку о положении долота 

можно судить, беря в учет предполагаемую 

толщину целевого пласта. Однако, 

следует также учесть, что толщина цели 

по горизонтали может значительно 

варьироваться на протяжении всей 

траектории ствола скважины. 

3) Наклон пласта 

Стратиграфическое 

положение долота 

(напр., Экофиск) 

Stratigraphic position of 

the bit (eg Ecofisk) 

Рис 1: Ключевая информация номер 1, необходимая для 

навигации горизонтальной скважины – Положение долота в 

трехмерном пространстве. 

Fig 1: First key information needed to navigate a horizontal well - 

Position of the bit in the three-dimensional space 

stratigraphic subunit of the reservoir – see figure 2) It 

determines the vertical and horizontal distance (e.g. in feet) 

to the target (if outside the target) and a relative distance 

to the bottom and top of the target (if in the target.) 

Knowledge of the bit’s stratigraphic position allows 

specifying the geometrical boundaries of the targeted 

reservoir at a given position of the borehole; and 

determines the amount of room above and below the bit 

in case a change of drilling direction is required (as long as 

the vertical and lateral dimensions of the targeted reservoir 

are known.) This is partially resolved by the TVDSS 

measurement from the survey measurement as the bit 

position can be concluded from the anticipated thickness 

X, Y, Z 




X, Y, Z 


space 

Чтобы должным образом корректировать 

угол наклона траектории и удерживать 

проходку в пределах целевой зоны, 

нужно оценить угол наклона пласта 

(см. рисунок 3). Постоянный расчет 

наклона пласта усиливает потенциал 

интерпретации структурных данных и 

обеспечивает информацией о вариациях 

стратиграфической толщины пласта в 

горизонтальном направлении. 


Рис 2: Ключевая информация номер 2, необходимая для навигации 

горизонтальной скважины – стратиграфическое положение долота 

Fig 2: Second key information needed to navigate a horizontal well – The 

stratigraphic position of the bit 


DRILLING 

Очень важно различать видимый наклон 

и истинное падение пласта, поскольку 

это два разных геометрических свойства 

целевого пласта. Наиболее точное 

измерение наклона пласта обеспечивает 

азимутальный каротаж ствола. 

Следует отметить, что в случае если 

ствол бурится перпендикулярно 

направлению плоскости наклона пласта, 

будет невозможно оценить значение его 

фактического наклона. 






X, Y, Z 




X, Y, Z 


space 

Видимый угол наклона 

пласта 

Apparent form dip 

Рисунок 3. 

4) Факторы, которые невозможно учесть 

до начала бурения 

Сюда могут относиться разломы, либо 

любые иные препятствия, которые нельзя 

предвидеть до начала бурения (см. рисунок 

4). Расположение мелких тектонических нарушений, 

которые сложно определить сейсмически (со сбросом 

менее 30 футов, что является средним пределом 

сейсмического обнаружения), обычно невозможно 

предвидеть. Хотя до начала бурения возможно 

наличие общего знания зон с преобладанием 

сейсмически незначительных разломов, такие малые 


горизонтальной скважины – видимый наклон пласта 

Fig 3: Third key information needed to navigate a horizontal well – Formation dip 

of the targeted reservoir. It should be taken into account 

however, that the horizontal thickness of the target may 

vary significantly along the well path. 

3) Formation dip 

In order to adjust a trajectory inclination accordingly and 

maintain a borehole within the target zone, a formation dip 



33


разломы имеют тенденцию развиваться 

на очень ограниченное расстояние. 

Обычно, также не хватает и контрольных 

скважин, чтобы иметь информацию 

об точном расположении таких 

разломов. Практически, единственной 

возможностью здесь является попытка 

определять их вдоль участка бурения 

и немедленно реагировать на любой 

неожиданный выход траектории за 

пределы нужной целевой зоны. 






X, Y, Z 




X, Y, Z 


space 

Видимый угол наклона 

пласта 

Apparent form dip 

Другое привычное препятствие, которое 

невозможно смягчить до начала 

бурения, это горизонты, насыщенные 

кремнистым сланцем, которые особенно 

присутствуют в известняковых пластах. 

Данная очень твердая порода, состоящая 

из кремнезема (также известного как 

кремень) обычно вызывает повреждения 

КНБК, и значительно препятствует 

возможностям управления КНБК. 

В случаях захвата ниже или выше 

насыщенных кремнием горизонтов, 

твердая кремневая порода приводит к сильной 

отдаче на долото или его деформации, что приводит 

к необходимости периодической перенастройки 

направления бурения. Хотя практически невозможно 

прогнозировать горизонты, насыщенные кремнием, 

вдоль траектории бурения скважины, все же 

возможно осуществлять разбуривание кремниевых 

пород, применяя достаточный угол атаки. 

Геонавигатор должен исполнять свои обязанности 

таким образом, чтобы все четыре ключевых блока 

информации были известны в любой момент 

операции бурения, на любой точке траектории 

скважины. 

Иные факторы, 

которые невозможно 

учесть до начала 


Other impediments that 

cannot be anticipated 

prior to drilling 


горизонтальной скважины – факторы, которые невозможно учесть до начала 


Fig 4: Fourth key information needed to navigate a horizontal well – Impediments that 

cannot be anticipated prior to drilling 

needs to be estimated (figure 3). Continuous formation 

dip calculation enhances the structural interpretation and 

provides lateral differences in the stratigraphic thickness of 

the reservoir. 

It is important to differentiate between apparent and true 

dip as these two represent different geometrical features 

of the formation being targeted. The most accurate 

measurement of the formation dip is provided by the 

borehole azimuthal images. 

It should be noted that in the event the borehole is drilled 

along the strike of the formation bed, it would not be 

possible to estimate the actual formation dip value (neither 

apparent nor true formation dip). 

S.M.A.R.T.-коммуникация 

Получив данные по всем четырем блокам 

информации, в любой определенной точке 

траектории бурения, геонавигатор должен определить 

наиболее оптимальное направление бурения, и 

сообщить его оператору наклонно-направленного 

бурения (ННБ). 

Информация о направлении бурения должна 

соответствовать следующим принципам: 

• Она должна быть оформлена ясным и логичным 

языком, и легко восприниматься, невзирая на 

любые обстоятельства (напр., состояние стресса); 

• Она должна быть передана оператору ННБ 

независимо от количества времени, доступного для 

общения (напр., в случае спешки); 

• Она должна быть совместима с любым 

4) Impediments that cannot be anticipated prior to drilling 

This may include faults or any other unforeseen prior to 

drilling obstacles (figure 4). The location of sub-seismic 

faults (with a throw smaller than 30 feet which is on average 

seismic detection limit) is usually impossible to foresee. 

Although general knowledge of the areas with sub- seismic 

faults prevalence might exist prior to drilling, such small faults 

tend to propagate to limited distances. Usually, there are also 

no control wells to provide information about their accurate 

position. Virtually, the only option is to try to identify them 

along the drilled section and respond immediately to any 

sudden trajectory placement outside of the desired target 

zone. 

Another common obstacle impossible to fully mitigate 

before drilling can be chert rich horizons which are abundant 

34 



LWD FULL-WAVE SONIC TOOL 

ПРИБОР АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА 

G4 PULSER 

ПУЛЬСАТОР НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ 

ROTARY STEERABLE 

РОТОРНО-УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА 

RESISTIVITY TOOLS 

РЕЗИСТИВИМЕТР 

Rugged, Highly Engineered 

MWD & LWD Systems for the harshest condition 

Houston, TX, USA ⎪ Dubai, UAE ⎪ Oktyabrsky, Russia ⎪ Guanghan, China ⎪ Korla, China ⎪ Calgary, Canada 

GLOBAL HEADQUARTERS 

7 Laser Lane Wallingford, CT 06492 USA Tel: +1 860.613.4450 Fax: +1 203.284.7428 

www.aps-tech.com


оборудованием связи, доступным геонавигатору 

и оператору ННБ (напр., общение по телефону, 

письменное сообщение, мессенджер, очная беседа). 

Другими словами, сообщение должно быть живым 

и умным (по-английски S.M.A.R.T – мнемоническая 

аббревиатура, использованная Джорджем Дюраном, 

в 1981 г., т.е. сообщение должно быть Specific 

(Конкретным), Measurable (измеряемым), Attainable 

(достижимым), Relevant (адекватным), Time-based 

(контролируемым по времени): 

1) Конкретность (Specific) 

Должно присутстовать ясное понимание значения на 

каротажной диаграмме, и должно предприниматься 

соответствующее реагирование. Указания по 

размещению скважины довольно часто даются 

необдуманно, на основе изначально неверной 

интерпретации сигналов с каротажных приборов 

и датчиков. Единственная причина изменения угла 

наклона скважины это изменение геологической 

обстановки. Кроме того, все решения по направлению 

бурения должны учитывать всю имеющуюся в наличии 

геологическую и техническую информацию, а не 

только отдельные ее части. 

2) Измеряемость (Measurable) 

Требуемые изменения траектории скважины должны 

выражаться в цифрах, определяющих необходимый 

угол наклона скважины, глубину по вертикали, и 

глубину по стволу. В дополнение, количественно 

выраженная поправка должна уточнять значение 

глубины по вертикали и угла наклона скважины, при 

данном имеющемся значении глубины по стволу. 

Использование описательных инструкций здесь 

исключается. 

3) Выполнимость (Attainable) 

Запрос к оператору ННБ осуществить невозможный 

маневр не будет умным. (Здесь игра слов, мнемоника 

S.M.A.R.T и “smart” (по англ., умный), прим. пер.). У 

каждой КНБК различные возможности по управлению 

и ограничения, которые следует учитывать. Данные 

возможности и ограничения должны быть ясными и 

общеизвестными. Нет смысла просить осуществить 

определенный угол набора кривизны на определенном 

интервале, если КНБК не в состоянии его выполнить. 

4) Адекватность (Relevant) 

По умолчанию, изменение направления бурения 

должно происходить, только если возникают 

очевидные предпосылки к этому, а не просто на 


especially in chalky reservoirs. This very hard rock made of 

silicon oxide (also called flint) often causes damage to BHAs 

and significantly impedes steering capabilities of any bottom 

hole assembly. When trapped below/above a chert rich 

horizon, the hardness of the cherty rock causes the bit to 

be pushed away or deflected, resulting in a recurrent need 

for readjustment of the drilling direction. Although it is nearly 

impossible to predict the cherty horizons along the drilled 

well, it is still achievable to successfully drill through the cherts 

with the application of a sufficient angle of attack. 

A Geosteerer must perform his/her duties in such a way that 

all the four key data portions are known at every moment of 

the drilling operation for every point on the well trajectory. 

S.M.A.R.T. Communication 

Having acquired the knowledge of all four key information 

portions at any given point of the drilled trajectory, the 

geosteerer needs to deduct the most optimal steering 

direction and communicate it to the directional driller. 

The steering direction message must fulfil certain 

objectives: 

• It must be shaped in a clear and logic fashion, easily 

comprehended despite the circumstances 

(e.g. under stress); 

• It must be passed to directional driller regardless of 

the amount of time available for communication (e.g. in 

a rush); 

• It must be suitable for any communication equipment 

used between the geosteerer and directional driller (e.g. 

phone, text, messenger, face to face chat.) 

In other words, the message needs to be agile and 

S.M.A.R.T. (S.M.A.R.T. acronym as per George T. Duran, 

1981; – Specific, Measurable, Attainable, Relevant and 

Time-based): 

1) Specific 

There should be a clear understanding of the meaning of 

the log response and the appropriate course of action 

to be taken. Premature well placement instructions are 

too often given because of the initial misinterpretation of 

tool and sensor’s responses. The only reason to change 

the inclination of a well path is because of the change in 

geology. Additionally, all steering decisions should utilize 

and follow all the available geologic and engineering data, 

not only selective parts of them. 

2) Measurable 

Requested changes to the well path should be stated 

using numbers to define the required well inclination, TVD, 

and MD. Additionally, a quantitative adjustment should 

specify the TVD and well inclination needed at a given MD. 


5 th KDR - Well Engineering Forum 

12 th September 2019 

The Palace of Independence, Nur-Sultan 

Held in conjunction with our General Partner and Platinum 

Sponsor - JSC NC KazMunayGas 

The forum will address important issues including: 

• Drilling • Drilling fluids • Wellbore stability • Well completions 

• Cementing • Multistage hydraulic fracturing • Work over 

• Production • EOR • Occupational health and safety at drilling rigs 

Event partners 

+34 951 388 667 

www.kazdr.kz


основании какого-либо предчувствия, что «что-то 

может пойти не так». Корректировка управления 

должна быть также адекватной обстоятельствам. 

Дополнение к углу наклона, которое потребует 

превышения значения в 3 градуса может быть 

оправдано лишь в случае аварийно опасной ситуации, 

когда может случиться выход за пределы целевого 

продуктивного пласта. 

5) Контролируемость по времени (Time-based), а еще 

точнее, по глубине ствола 

Никогда недостаточно запроса информации по 

глубине по вертикали (ГВ), без предварительного 

Using descriptive commands is not an option here. 

3) Attainable 

Requesting an impossible manoeuvre from the directional 

driller is not “S.M.A.R.T.”. Each BHA has different steering 

capabilities and limitations that should be considered. 

These capabilities and limitations should be clearly 

communicated and commonly known. There is no point 

asking for a given dogleg across a certain interval which 

the BHA is unable to deliver. 

4) Relevant 

By default, a change of steering direction should occur 

TRAFFIC LIGHT 

STEERING 

CONSIDERATIONS 

DOWNLINKING 


DOGLEG 


STEERING RATIO 

LIMIT* 

This is a normal non-urgent 

adjustment to the trajectory. 

Required azimuth changes 

should be followed equaly 

as the inclination changes***. 

Downlinks can be sent while 

drilling ahead at normal 

ROPs. There is no requirement 

to reduce the target 

ROP. 

Standard DLS of 3 deg/100 ft 

is the acceptable upper limit. 

The target DLS should be 

no more than 2 ½ deg/100 

ft. This is selected to give a 

cushion from the upper limit. 

The DLS can be made with a 

combination of build rate and 

turn rate. Lower dog legs are 

desired. 

50% is typically used here. 

This is a change to the 

vertical placement of the 

well only. The correction 

is focused on vertical 

placement. Azimuth 

corrections can be ignored 

until this adjustment is 

completed***. 

Downlinks can be sent 

while drilling however 

consideration should be 

given to reducing the ROP 

in order to ensure the 

commands are recieved on 

the current stand. 

3 deg/100 ft is the desired 

DLS upper limit. The target 

DLS should be no more 

than 2 ½ deg/100 ft. This is 

selected to give a cushion 

from the upper limit. This 

should be build or drop rate 

only (no turn rate). 

70% is typically used here. 

This is an urgent request 

to move the well vertically 

within the shortest distance 

possibly***. Failure to 

execute this trajectory 

change could result in 

exiting the reservoir. 

No footage should be drilled 

with the tools in their current 

settings. Downlinks should 

be made with immediate 

effect. You should pick up 

off bottom. 

Consultation with the the 

company representative and 

geosteerer is required. The 

maxium DLS will be a function 

of the proximity of the hazard 

and the current depth of the 

well. Typically this will be way 

over 3 deg/100 ft as remaining 

in the reservoir is more 

important than DLS limit.** 

The directional driller will 

have freedom to select the 

most appropriate settings for 

the tool. Additional downlink 

might be required. Typically 

100% steering ratio is used 

here. 

Fig 5: Traffic Light System with steering ratio, downlinks, doglegs considerations and limits 

* Please note: The steering ratio limits advised here are only for guidance only, the DD will adjust these setting based on the response of the BHA 

and any underlying tendencies. The objective is to limit the severity of the dogleg during these manoeuvres and not to specify a strict steering ratio 

**Please note: The exact DLS values for the red manoeuvre will be a result of specific circumstances and conditions for each trajectory adjustment 

and BHA steering capabilities. 

***Please note: In some extreme conditions, three-dimensional well trajectories are designed which require changes of inclination as well as of 

azimuth while drilling. In such trajectories changes of azimuth will restrict possibilities of inclination build/drop and vice versa. A balance between 

these parameters should be maintained all the time as they will inter-affect each other. In three-dimensional trajectories, dogleg severity will equal 

a sum of build rate and turn rate. In three-dimensional drilling, the geosteerer is typically responsible for inclination changes while the directional 

driller will accommodate the inclination changes as well as the azimuthal adjustments. Especially during the red manoeuvre, the vertical inclination 

changes take precedence over the azimuthal changes. 




уточнения того, на какой глубине по стволу будет 

находиться требуемая точка ГВ. Это расстояние 

также позволит определить и требуемый угол 

наклона (а также интенсивность отклонения), 

чтобы осуществить маневр. Заметьте, 

пожалуйста, что одно и то же значение глубины 

по вертикали, которое требуется получить в 

пределах двух разных расстояний глубины по 

стволу, даст в результате два различных значения 

угла наклона, необходимого для выполнения 

маневра. 

only when an evident prerequisite arises and not based on 

a premonition that something might occur. The steering 

adjustment must also be adequate to the circumstances. 

A drop of inclination that requires exceeding a dogleg 

limitation of 3 degrees can be only justified in a hazardous 

situation with the potential of exceeding a targeted 

reservoir. 

5) Time-based (or better MD based) 

It is never sufficient to request a change in TVD without 

specifying in what MD distance the requested TVD should 

СВЕТОФОР 

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО 

УПРАВЛЕНИЮ 


СВЯЗИ 


ИНТЕНСИВНОСТИ 

ОТКЛОНЕНИЯ (ИО) 

КОЭФФИЦИЕНТ 

УПРАВЛЕНИЯ 

Это нормальная, 

неспешная корректировка 

траектории. Необходимые 

изменения по азимуту 

следует проводить 

одновременно 

с изменением 

вертикального угла 

наклона 

Передачу сигналов можно 

проводить в процесс 

бурения при нормальной 

скорости проходки. Нет 

необходимости снижать 

скорость проходки. 

Обычная ИО в 3 градуса на 100 

футов - приемлемый верхний 

предел. Целевое значение ИО не 

должно превышать 2,5 градусов 

на 100 футов. Это обеспечивает 

необходимую подушку по 

верхнему пределу. ИО может 

складываться из степени 

набора кривизны и угловой 

скорости вращения (является 

их функцией). Желательно 

добиваться более низких 

значений ИО. 

Здесь обычно 

используется предел в 

50% 

Здесь лишь 

корректировка 

вертикального 

расположения скважины. 

Корректировка нацелена 

на вертикальное 

положение. Поправками 

по азимуту можно 

пренебречь, пока данная 

корректировка не будет 

закончена***. 

Передача сигналов 

возможна в процессе 

бурения, однако 

следует рассмотреть 

возможное снижение 

скорости проходки, 

чтобы обеспечить их 

своевременный прием. 

3 градуса на 100 футов - 

желательный предел ИО. 

Целевое значение - не более 

2,5 градусов на 100 футов. 

Значение выбрано, чтобы 

обеспечить подушку по 

верхнему пределу. Здесь 

следует использовать только 

степень набора или сброса 

кривизны (без угловой 

скорости вращения). 

Здесь обычно 

используется предел в 

70% 

Здесь срочный сигнал 

сдвинуть скважину по 

вертикали в пределах 

как можно более 

короткого расстояния***. 

Невыполнение данного 

изменения траектории 

чревато выходом из 

пласта. 

Следует остановить 

проходку в данном 

положении оборудования. 

Необходима 

срочная передача и 

прием сигналов на 

оборудование. Следует 

выйти из забоя. 

Необходимы срочные 

консультации с представителями 

компании и геонавигатором. 

Максимальный угол будет 

рассчитан по степени 

предрасположенности к аварии 

и текущей глубине скважины. 

Обычно принимается угол 

намного выше 3 градусов на 100 

футов, поскольку нахождение 

в пласте предпочтительней 

соблюдения предельного 

значения ИО. 

Бурильщик волен 

выбирать наиболее 

приемлемые параметры 

работы оборудования. 

Возможно, потребуется 

более интенсивная 

передача сигналов. 

Обычно коэффициент 

управления здесь 100%. 

Рис 5: Система «Светофор» с параметрами (сигналами) коэффициента управления, нисходящей связи (передачи сигналов на 

оборудование), рекомендациями по углу набора кривизны, и его пределам 

* Заметьте, пожалуйста: Ограничения по коэффициенту управления ННБ здесь носят рекомендательный характер. Оператор ННБ 

должен корректировать эти значения, исходя из реакции КНБК, и иных предопределяющих ее процессов. Цель здесь – ограничить 

интенсивность угла отклонения во время этих маневров, поэтому точное значение ИО здесь не определяется. 

**Заметьте, пожалуйста: Конкретные значения ИО для маневров под красным сигналом будут результатом конкретных обстоятельств 

и условий для каждой корректировки траектории, а также степени управляемости КНБК. 

***Заметьте, пожалуйста: В некоторых чрезвычайных обстоятельствах, проекция траектории скважины осуществляется в трехмерном 

пространстве, что требует изменения угла наклона, а также азимута в процессе бурения. В таких траекториях изменения по азимуту 

будут ограничивать возможности наращивания/понижения угла наклона, и наоборот. Следует постоянно сохранять баланс между 

этими параметрами, т.к. они взаимно влияют друг на друга. В трехмерных траекториях интенсивность отклонения (ИО) будет 

равна сумме степени набора кривизны и угловой скорости вращения. В трехмерном бурении геонавигатор обычно отвечает за 

корректировку угла наклона, в то время как оператор ННБ подстраивает эти значения в соответствии с корректировками по азимуту. 

Особенно для случаев маневров под красным сигналом изменения угла наклона имеют приоритет над корректировками по азимуту. 

40 



CM 

DRILLING 

Host Organisation: 

SPE Annual Caspian 

Technical Conference 

Digital Transformation: Enabling the Future 

16-18 October 2019 

Fairmont Baku, Flame Towers 

Baku, Azerbaijan 

go.spe.org/2019caspian 

Register Today 

6th 

Annual 

Event 

Bringing together the largest gathering of local, regional, and international oil 

and gas professionals to explore the key issues faced by the Caspian region. 

In Participation with: 

Advancing the World of Petroleum Geosciences 



41


TRAFFIC LIGHT 

GEOSTEERING 

OBJECTIVE 

INITIAL ACTION 

GRAPHIC 

DOGLEG 

CONSIDERATION 

Geosteerer is chasing the 

most optimal reservoir 

parameters. 

Drilling ahead without any 

ROP limits e.g. 150 ft/hr. 

Downlinks sent while on 

botttom. 

Steering towards the target 

after sending the downlinks. 

Doglegs between 1-2 

deg/100 ft 

The program specifies a minimum 

distance to the top of the reservoir target 

(e.g. 10 ft TVD). While the well is being 

drilled, the distance to bed has dropped 

(e.g. below 10 ft TVD) and requires an 

immediate correction in order to remain 

within the targeted reservoir. 

Drilling ahead with reduced ROP e.g. 

to 75 ft/hr. Downlinks sent as soon as 

possible while drilling. 

Minimum 

planned 

distance 

3 deg/100 ft is the desired 

upper limit of the DLS. 

Approaching quickly top of the reservoir 

or thrown up by a fault. The distance to 

the top of the reservoir is below planned 

10 ft TVD, decreasing fast or the well 

drilled out of the reservoir. An immediate 

action is critical for saving the well. 

Stop drilling and pick up off bottom. 

Agree with company representative 

and directional driller on forward 

plan for steering. Downlinks sent 

accordingly. 

Consult with the the 

company representative 

and directional driller. The 

maxium DLS will be a 

function of the proximity of 

the hazard and the current 

depth of the well. Typically 

this will be way over 3 

deg/100 ft. 

Fig 6: Descriptions and examples of how the Traffic Light System should be used for communication while drilling 

Система связи «Светофор» 

Одним из наиболее живых и подвижных 

методов коммуникации между геонавигатором и 

оператором ННБ является система «Светофор». 

Эта система – эффективный и действенный метод 

быстрой коммуникации, исключающей ненужные 

недоразумения. 

Геонавигатор, определяя цвет маневра (зеленый, 

желтый или красный), и сообщая его оператору 

ННБ, устанавливает уровень срочности действия, и 

определяет способ, которым данная корректировка 

будет исполнена. Это, разумеется, будет зависеть от 

ситуации и обстоятельств. Определенный уровень 

критичности позволяет оператору ННБ немедленно 

оценить необходимую скорость маневра, какой 

коэффициент управления должен быть выбран 

в приложении к инструменту, и какие значения 

интенсивности отклонения и скорости проходки 

потребуются для данной корректировки. Система 

«Светофор» не только позволяет передавать 

сообщения, но и «описывает» окружающую 

обстановку вокруг КНБК, с которой приходится иметь 

be achieved. This distance will also determine the required 

inclination (and the DLS) to perform the manoeuvre. 

Please note that the same TVD value requested to be 

achieved within two different MD distances will result in 

two different inclination values required for the manoeuvre. 

Traffic Light Communication System 

One of the most agile communication methods used 

between the geosteerer and the directional driller is 

called the Traffic Light System. The system is an effective 

and efficient way to communicate quickly and without 

unnecessary misunderstandings. 

The geosteerer by defining the colour of the manoeuvre 

(green, yellow or red) and communicating it the directional 

driller sets the urgency and establishes a fashion in which 

the adjustment will be performed. This obviously will 

depend on the situation and circumstances. Identified 

criticality will allow the directional driller to immediately 

estimate how fast the manoeuvre needs to be performed, 

what steering ratio he/she should apply to the tool and 

what values of DLS and ROPs are required for a given 

adjustment. The Traffic Light System not only allows 

42 



DRILLING 

Host Organisation 

SPE Symposium: Caspian Health, 

Safety, Security, Environment 

and Social Responsibility 

24-25 September 2019 Nur-Sultan, 

Kazakhstan 

go.spe.org/caspianHSE 

Save the Date! 

Gathering local, regional and global 

experts and practitioners from the 

upstream, midstream and downstream 

sectors to share best practice, progressive 

approaches and innovative applications 

to enhance HSE performance. 

• Expand your professional network 

through excellent networking 

opportunities 

• Hear insights from influential industry 

leaders 

• Experience the latest technologies, 

products and solutions 

Visit the website for more information – go.spe.org/caspianHSE 



43


СВЕТОФОР 

ЦЕЛИ 

ГЕОНАВИГАЦИИ 

ПЕРВИЧНЫЕ 

ДЕЙСТВИЯ 

ГРАФИКА 

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО УГЛУ 

НАБОРА КРИВИЗНЫ 

Оператор направленного бурения 

рассчитывает на оптимальные 

параметры пласта. 

Бурение без ограничений по 

скорости проходки, т.е. 150 футов 

в час. Передача нисходящих 

сигналов производится, когда 

достигнут забой. 

Навигация к цели после 

отсылки нисходящего сигнала 

на оборудование. Угол набора 

кривизны 1-2 градуса на 100 футов. 

Программа уточняет 

минимальное расстояние до 

кровли пласта (напр, 10 футов 

фактической глубины по 

вертикали). По мере бурения 

скважины, расстояние до 

пласта падает (т.е. менее 10 

футов фактической глубины по 

вертикали) и требует незамедлительной 

поправки, чтобы оставаться внутри 

целевого пласта. 

Бурение с ограничением 

по скорости проходки, 

т.е. до 75 футов в час. 

Нисходящие сигналы 

передаются в процессе 

бурения как можно чаще, 

насколько это возможно. 

Минимальное 

расчетное 

расстояние 

Быстрое приближение к 

кровле пласта или сброс 

из-за разлома. Расстояние 

до кровли пласта ниже 

запланированных 10 футов 

фактической глубины 

по вертикали, быстро 

уменьшается либо проходка 

вышла за пределы пласта. 

Требуется немедленное 

реагирование для спасения 


Остановить бурение 

и поднять колонну с 

забоя. Согласовать план 

дальнейшей навигации 

с представителем 

компании и оператором 

направленного бурения. 

Соответственно этому 

осуществляется 

нисходящая передача 

сигналов. 

Рис 6: Описания и примеры того, как система «Светофор» используется для коммуникации в процессе бурения 

Проконсультируйтесь с 

представителем компании и 

оператором направленного 

бурения. Максимальный 

угол набора кривизны 

будет складываться из 

предрасположенности к 

аварии и текущей глубины 

скважины. Как правило, это 

бывает более 3 градусов на 

100 футов. 

дело. Более подробную информацию можно найти на 

рисунках 5 и 6. 

Система связи «Светофор» включает в себя: 

• Green command 

Нормальный, неспешный маневр внутри целевого 

пласта. Типичное значение интенсивности отклонения 

(ИО) варьируется от 2 до 2,5 градусов на 100 футов 

(либо используются иные значения ИО, обговоренные 

до бурения), скорость проходки не ограничивается, 

сигналы на оборудование посылаются в процессе 

бурения и коэффициент управления ННБ 

устанавливается в пределах 50%. Азимут и угол 

наклона можно корректировать одновременно. 

• Желтый сигнал 

Требуется срочный маневр и значительное изменение 

направления бурения, когда траектория скважины 

либо приближается, либо уже достигла кровли 

пласта. Типичное значение ИО все еще в пределах 


the message to be conveyed, but also “describes” the 

surroundings the BHA will have to deal with. Please see 

figures 5 and 6 for more details. 

The Traffic Light Communication System includes: 

• Green command 

A normal, non-urgent manoeuvre within the targeted 

reservoir. Typical DLS ranges up to 2 - 2 ½ degrees per 

100 feet (or any other DLS agreed pre-drill), the ROP 

is non-restricted, downlinks are sent while drilling and 

the steering ratio is set at around 50%. Azimuth and 

inclination can be adjusted simultaneously. 

• Yellow command 

Serious urgent manoeuvre when a well is approaching or 

has already reached the top or the bottom of the reservoir 

and a significant change of steering direction is required. 

Typical DLS still ranges up to 3 degrees per 100 feet, the 

ROP is restricted to allow downlinks to be received before 

a substantial distance is drilled. The steering ratio has 


DRILLING 



45


1a) Текущая точка 1b) Параметр (сигнал) 


1c) Выполнение маневра 

Требуемое положение 

скважины с определенными 

значениями глубины 

по стволу, глубины по 

вертикали, и угла наклона 














Фактическое положение 

пробуренной скважины с 

определенными значениями 

глубины по стволу, глубины 

по вертикали, и углу 

наклона скважины*. 






наклона скважины* 

Требуемое значение угла 

наклона и глубины по 

вертикали по достижении 

новой цели 







Требуемый угол наклона 

и глубина по вертикали по 

достижении новой цели 

Рис 7: Один из методов смены целей навигации (подробнее также см. Рис.9) 

а) Геонавигатор определяет новую цель навигации. 

б) Геонавигатору необходимо сообщить оператору направленного бурения требуемый зенитный угол целевого объекта и 

фактическую глубину по вертикали на текущей глубине по стволу. Это будут фактическая глубина по стволу и зенитный угол (угол 

наклона), по которым скважина будет буриться, после того, как будет достигнут новый объект). Угол наклона нового объекта не 

уточняется, и оставляется на усмотрение бурильщика. Корректировка данной траектории управляется только одним параметром 

(сигналом светофора). 

в) Оператор бурения направляет инструмент к целевому объекту в пределах обозначенных ограничений по интенсивности 

отклонения, и наиболее оптимально использует возможности управления движением КНБК. Пока данный маневр выполняется, 

геонавигатор может сосредоточиться на анализе данных. Пожалуйста, не забывайте о том, что по достижении нового объекта 

(цели) скважина будет буриться уже с новым углом наклона, который будет определен геонавигатором. 

1a) Current location 1b) Trajectory adjustment 

command 

1c) Execution 

Desired drilled well 

position with a 

defined MD, TVD and 

inclination* 




inclination* 




inclination* 

Actual drilled well 


defined MD, TVD 

and inclination* 









Desired target 

inclination and TVD 

after reaching the new 

target 


inclination and TVD 

after reaching the new 

target 

Fig 7: One of the target changing methods (see also figure 9 for further explanation) 

a) The new target ahead is defined by the geosteerer. 

b) The geosteerer needs to communicate to the directional driller a desired target inclination and TVD at the given MD. This will be the TVD and 

inclination with which the well will be drilled after reaching the new target.) The new target inclination is not specified and left to the directional 

driller’s discretion. This trajectory adjustment requires only one command. 

c) The directional driller steers to the target within the specified dogleg limitations and using the BHA steering capabilities most optimally. While 

the manoeuvre is being performed, the geosteerer can focus on data analysis. Please note that after reaching the new target the well is drilled 

ahead with the new target inclination specified by the geosteerer. 

до 3 градусов на 100 футов, скорость проходки 

ограничивается, чтобы не позволить сигналам 

запаздывать к процессу бурения. Коэффициент 

increased to approximately 70%. Vertical adjustment takes 

precedence over the azimuthal changes. 

46 



DRILLING 

управления ННБ увеличивается до 70%. 

Корректировки по вертикали выполняются прежде 

чем вносятся изменения по азимуту. 

• Красный сигнал 

Маневр в условиях аварийной ситуации - если его не 

выполнить правильно, возможна потеря скважины. 

Ситуация красного сигнала может возникнуть 

когда, например, траектория бурения вышла за 

пределы продуктивного пласта в перекрывающие 

породы. Точные значения ИО для маневра по 

красному сигналу определяются конкретными 

обстоятельствами, и условиями для каждой 

корректировки траектории и управляемостью 

КНБК. Обычно, они могут достигать значений 

намного выше 3 градусов на 100 футов. Бурение 

следует остановить, и посылать сигналы на 

оборудование в условиях остановленной проходки. 

Необходимы консультации и согласования 

между всеми сторонами. Обычно, в таких 

ситуациях, бурильщик ННБ использует 100%-ный 

коэффициент управления оборудованием ННБ. 

Методы смены целей 

После того, как конкретный уровень срочности 

маневра определен, и передан оператору ННБ, также 

важно передать оператору новую цель для нового 

направления бурения. 

Это достигается двумя способами: 

1) Уточнением угла наклона и глубины по вертикали, 

на определенном расстоянии глубины по стволу, 

в пределах которого нужно достичь требуемой 

глубины по вертикали 

Здесь геонавигатор принимает решение по новой 

цели, лежащей впереди (с координатами XYZ) и углу 

наклона скважины в точке новой цели (точнее – по 

углу наклона, который будет у скважины в точке 

новой цели). Геонавигатор не уточняет значение угла 

наклона, которое понадобится бурильщику ННБ, 

чтобы достичь новой цели, оставляя решение, как 

выполнять этот маневр, за ним самим. Заметьте, 

пожалуйста, что в данной ситуации оператор 

ННБ свободен осуществлять корректировку угла 

наклона и коэффициента управления ННБ по своему 

усмотрению. 

2) Уточнением угла наклона новой цели 

Здесь геонавигатор производит расчет и решает сам, 

какой угол наклона потребуется, чтобы выполнить 

задачу бурения скважины на «х» футов глубины 

• Red command 

Critical emergency manoeuvre which if not executed 

properly may result in losing the well. The red command 

situation may arise when e.g. a well has drilled out 

of the reservoir into the overburden. The exact DLS 

values for the red manoeuvre will be a result of specific 

circumstances and conditions for each trajectory 

adjustment and BHA steering capabilities. Usually, they 

can reach way above 3 degrees per 100 feet. The drilling 

should be ceased, and the downlinks should be sent 

without any additional footage drilled. Consultation and 

agreement between all parties are required. Usually, in 

such circumstances, the directional driller will use full 

100% steering ratio tool capabilities. 

Target Changing Methods 

Once a specific urgency of the manoeuvre has been 

established and communicated to the directional driller, 

it is important to also convey a new target for the new 

steering direction. 

This can be obtained in two ways: 

1) By specifying inclination and TVD at the MD distance 

within which the required TVD should be achieved 

Here the geosteerer decides on the new target ahead 

(with XYZ coordinates) and the inclination of the well at 

the new target (more specifically - inclination from the 

new target onwards). The geosteerer does not specify 

the inclination which the directional driller needs to use 

to reach the new target and leaves in his/her hands the 

decision of how to perform the manoeuvre. Please note 

that in this situation the directional driller has the freedom 

to perform the adjustment with the inclination and steering 

ratio of his choice. 

2) By specifying a new target inclination 

Here the geosteerer calculates and decides on his/her 

own what inclination will be required for achieving an 

objective of moving the well by x feet TVD and within 

x feet MD distance. The directional driller executes the 

manoeuvre by setting the required build or drop rate of 

the tool. Please note that in this situation the directional 

driller is not aware of the new target nor of the inclination 

required at the new target (the XYZ coordinates of the 

new target and the inclination at the new target are not 

specified.) 

Typically, through the usage of this type of target changing 

method (with changing the inclination only and not 

specifying the actual new target ahead), the well will 

continue traversing through the stratigraphy indefinitely 

(inclination lower /higher than formation dip.) It is common 

to mistakenly assume that this way the more optimal zone 



47


2a) Текущая точка 2b) Параметр (сигнал) 


2c) Выполнение маневра 


пробуренной скважины 









по вертикали, и угла 








Точки изменения 

требуемого угла наклона 







Точки изменения 

требуемого угла наклона 

Рис 8: Один из методов смены целей навигации (подробнее также см. Рис. 10) 

а) Геонавигатор определяет новый угол наклона цели, лежащей впереди. 

б) Геонавигатор сообщает требуемые значения угла наклона и на основании данных анализа, проводимого в процессе бурения, 

сам производит необходимые поправки траектории. Требуемые значения глубины по вертикали и глубины по стволу (новой цели) 

не определены еще ни в какой точке. Данное изменение траектории требует как минимум двух параметров (сигналов светофора) (а 

зачастую, и больше). 

в) Оператор ННБ делает поправки угла наклона (и требуемого значения ИО) в каждой точке, где должен меняться угол наклона, и 

дополнительно корректирует выбранное значение, если величина интенсивности отклонения оказывается выше допустимых пределов. 

2a) Current location 2b) Trajectory adjustment 

command 

2c) Execution 


position 


position 


position 














inclination change 

points 


inclination change 

points 

Fig 8: One of the target changing methods (see also figure 10 for further explanation) 

a) New inclination ahead is defined by the geosteerer. 

b) The geosteerer communicates the desired target inclination and based on data analysis along the drilled hole conducts the trajectory 

adjustments on his/her own. Desired TVD or MD (the new target) is not specified at any point. This trajectory adjustment requires a minimum of 

two commands (and usually more). 

c) The directional driller will adjust inclination (and the DLS required) at every inclination change point and will challenge the request if the dog 

leg value is in excess of the agreed limits. 

по вертикали и в пределах «х» футов расстояния 

глубины по стволу. Оператор ННБ выполняет маневр, 

устанавливая требуемый темп набора или сброса 

кривизны. Заметьте, пожалуйста, что в данной 

ситуации оператор ННБ не знает ни о новой цели, ни 

о требуемой величине углу наклона, необходимого 

на новой цели (координаты XYZ новой цели и угол 

will be searched and found. This flawed belief is very risky 

and should not be accepted. 

Usually, the type two manoeuvre produces much steeper 

inclinations (see red circles) as well as higher DLS. The 

trajectory shape also has more sinusoidal shape. The 

inclination at the new target is also not specified (more 

48 



DRILLING 

наклона на новой цели еще не определены). 

Обычно, посредством данного вида смены целей 

(изменяя угол наклона только, без уточнения 

фактической новой цели, лежащей впереди), 

траектория скважины будет идти стратиграфически 

неопределенно (угол наклона ниже/выше 

угла наклона пласта). Зачастую, ошибочно 

допускается, что данным способом можно 

отыскать наиболее оптимальную зону. Это 

сомнительное утверждение довольно рискованно, 

и не должно приниматься на веру. 

Обычно, маневр второго типа достигает более 

крутого угла наклона (отмечены красными кругами 

на рисунке), а также более высокого значение 

ИО. Форма данной траектории более похожа 

на синусоиду. Угол наклона в точке новой цели 

также не определен (точнее говоря, угол наклона, 

который будет у скважины после достижения 

новой цели). Оператор ННБ также не знает о цели 

геонавигатора, и поэтому не может соответственно 

корректировать коэффициент управления ННБ, и 

определять точку начала набора/сброса кривизны. 

Это не оптимальный вариант. По возможности, 

следует определить для новой цели глубину по 

вертикали, и угол наклона на данной глубине по 

стволу (см. также рисунок 10 с более подробной 

информацией). 

Вышеупомянутые примеры представляют собой 

наиболее уместные способы смены целей в 

геонавигации. Зачастую непросто объяснить 

разницу между фактическими результатами 

применения одного метода, либо другого, и 

это остается на усмотрение широкой публики 

(а еще чаще, для суждения в среде самих 

геонавигаторов). 

Их можно классифицировать и систематизировать 

следующим образом: 

1) Векторный метод (также именуемый 

«бурением по линии») 

Данный метод предполагает, что цель находится на 

линии с данным углом падения. Метод векторного 

прицеливания создает плавные переходы 

между целями и предоставляет достаточную 

свободу оператору ННБ устанавливать цель (на 

линии). В случае, если геологическое окружение 

вынуждает выбрать другую цель, оператору 

ННБ предоставляется новая линия на цель – 

определенный угол наклона с определенными 

допусками по горизонту – и, он устанавливает 

новую цель. 

specifically - inclination from the new target onwards.) 

The directional driller is also unaware of the geosteerer’s 

objective and therefore she/he is unable to adjust the 

steering ratio accordingly or the most optimal point of 

drop/build commencement. 

This is not the preferred case. Whenever possible, a target 

TVD and inclination at a given MD should be specified (see 

also figure 10 for further explanation.) 

The above mentioned examples are the most common 

ways of target changing while geosteering. Often the 

actual consequences of using one method over the 

other one are not easily explained and expounded to 

the general public (and especially to the geosteering 

teams.) 

They can be summarised and systematized as follows: 

1) Vector targeting method (also called “drilling on a line”) 

This method assumes that a target is a line with a 

given dip. The vector targeting method creates smooth 

transitions between the targets and gives sufficient 

flexibility to the directional driller to land on a target (on a 

Цель 1 - Target 1 





Рис 9: Векторный метод геонавигации обеспечивает 

максимальное воздействие на пласт, предотвращает ненужные 

отклонения в движении, делая траекторию более плавной 

Fig 9: Geosteering by the vector targeting method provides 

maximum reservoir exposure and prevents unnecessary directional 

changes creating smoother trajectories 


Рис 10: Геонавигация точечным методом, при котором 

траектория достигает целевой объект через пересечение всех 

обозначенных целевых точек, но при этом ухудшается степень 

воздействия на пласт 

Fig 10: Geosteering by point in space method where trajectory 

fulfilled the objective of intersecting all the indicated targets but has a 

compromised reservoir target exposure 



49


параллельное 

положение пласта (зона 

с низким риском) 

bed parallel (low risk section) 


положение пласта (зона 

с низким риском) 

bed parallel (low risk section) 


положение пласта 

(зона с низким риском) 

bed parallel (low risk 

section) 

line). In the event the geological surroundings 

push for a target change, a new target line 

- a certain inclination with certain horizontal 

tolerances - is given to the directional driller 

so a well can be landed on a new target. 

2) The point in space method (also called 

“drilling on a point”). 

участок перехода (зона 

повышенного риска) 

transport section (higher risk 

section) 

участок перехода (зона 

повышенного риска) 

transport section (higher risk 

section) 

Рис 11: Начальное положение ствола параллельно наклону целевого 

пласта. Любое иное положение (иные углы наклона ствола скважины) 

рассматриваются как зоны повышенного риска, которых, по возможности, 

следует избегать, или сокращать до минимума. Зеленые интервалы 

обозначают параллельное положение пласта относительно ствола скважины. 

Красные интервалы относятся к переходам через стратиграфические зоны 

Fig 11: The primary position of the wellbore is parallel to the dip of the targeted 

formation bed. Any other position (any other well path inclination) is considered a 

higher risk position and should be avoided if possible or reduced to a necessary 

minimum. The green intervals mark the bed parallel position of the well path. The 

red intervals indicate traversing through the stratigraphy 

Рис 12: Система связи «Светофор» в приложении к примерной траектории. 

Заметьте, пожалуйста, что зеленые сигналы светофора используются только 

на интервалах параллельных пласту (зоны низкого риска), тогда как желтые 

и красные сигналы светофора используются для интервалов повышенного 

риска и предрасположенности к аварийной обстановке 

Fig 12: Traffic Light Communication System applied to the exemplary trajectory. 

Please note that the green commands are used only throughout the bed parallel 

intervals (low risk sections) whereas yellow and red commands are applied for 

higher risk and emergency intervals 

2) Точечный метод (также именуемый «бурением 

по точкам»). 

Точечный метод навигации горизонтальных 

скважин основывается на выборе геонавигатором 

угла наклона новой цели, под которым скважина 

будет буриться. Геонавигатор полагается только 

на собственные навыки расчета угла наклона, 

необходимого для пересечения целевой точки 

глубины по вертикали в определенной точке 

горизонтального отрезка (на определенной глубине 

The point in space method for steering 

horizontal wells relies on a geosteerer 

deciding on the new target inclination that 

a well path will be drilled. The geosteerer 

relies only on her/his skills of calculating the 

inclination required to intersect a TVD target 

at a certain point of a horizontal section (at 

certain MD of the well). Although this method 

often allows intersecting all the indicated 

new targets, at the same time it provides 

very little control over the inclination of the 

wellbore between the target points since 

the directional driller is not involved in the 

selecting inclination values process. This 

approach regularly creates “over-shooting” 

of the targets with necessary corrections of 

the well path immediately after reaching the 

target. Consequently, this reduces flexibility 

for directional drillers and generates more 

work for the entire geosteering team. The 

method also usually involves a higher 

number of commands. In some cases, the 

undulating shape of a trajectory can cause 

losing the well. The figure below represents 

a trajectory that intersected all the required 

targets but still exhibits compromised 

reservoir exposure. Note that all the targets 

can also be intersected with a much 

smoother trajectory. 

Conclusions and Recommendations 

The geosteerer must endeavour to select the 

safest position of the wellbore at all times, 

a position which allows the fastest reaction 

to the change in geology and the shortest 

wellbore path that refrains from misplacement 

of the trajectory outside of the targeted reservoir. 

The primary position of the wellbore is parallel to the dip 

of the targeted formation bed. Any other position (any 

other wellbore path inclination) is considered a higher risk 

position and should be avoided if possible or reduced to a 

necessary minimum (figure 11). The higher risk position is 

also called a transport section of the well path. 

Bearing in mind the low and high risk sections (marked on 

figure 11 by green and red intervals), it is recommended to 

use green commands during the bed parallel sections and 

50 



DRILLING 

БУРЕНИЕ ПО 

ТОЧКАМ 

DRILL ON A POINT 


ЛИНИИ 

DRILL ON A LINE 


ТОЧКАМ 



ТОЧКАМ 



ЛИНИИ 

DRILL ON A LINE 

Рис 13: Методы смены целей, в приложении к примерной траектории. 

Заметьте, пожалуйста, что бурение по точкам (точечный метод навигации) 

приемлем в интервалах параллельного положения пласта (зоны пониженного 

риска), тогда как бурение по линии (векторный метод навигации) 

настоятельно рекомендуется к применению в зонах повышенного риска и 

предрасположенности к аварийным ситуациям 

Fig 13: Target changing methods applied to the exemplary trajectory. Please note 

that the drill on a point method (point in space method) is acceptable only along 

the bed parallel interval (low risk sections) whereas drill on a line (vector targeting 

method) is highly advisable for higher risk and emergency intervals 

while traversing through the stratigraphy 

or outside of the targeted reservoir – 

yellow and red commands. 

Similarly, it is recommended to use the 

drill on a point method (point in space 

method) only within the low risk sections 

(see green intervals in the figure 11). The 

drill on a point method is acceptable 

here as the well is being drilling parallel 

to the dip of the targeted formation bed 

and the trajectory requires only minimal 

adjustments of the inclination. As soon 

as the well starts traversing through the 

stratigraphy, reaches hazardous position 

in relation to the reservoir boundaries or 

exits the targeted reservoir, the drill on 

a line method (vector targeting method) 

should be applied. 

скважины по стволу). Хотя данный метод обычно 

позволяет пересекать все обозначенные новые 

цели, в то же самое время, он предоставляет 

минимальный контроль над выбором угла наклона 

ствола скважины между целевыми точками, 

поскольку оператор ННБ не участвует в процессе 

выбора значений угла наклона. Данный подход 

постоянно создает ситуации «мимо цели», когда 

требуется немедленная корректировка траектории 

скважины после того, как цель пройдена. 

Соответственно, это ограничивает подвижность 

оператора ННБ в работе, и создает больший объем 

работы для всей команды геонавигации. Данный 

метод также характерен большим числом сигналов. 

В некоторых случаях, волнообразная форма 

траектории может приводить к потере скважины. 

Рисунок ниже представляет траекторию, которая 

пересекла все необходимые цели, однако 

показывает довольно испорченную картину 

воздействия на пласт. Заметьте, пожалуйста, что 

все цели можно было пересечь намного более 

плавной траекторией. 

Выводы и рекомендации 

Геонавигатор должен всегда стремиться выбирать 

наиболее безопасное положение для скважины, 

положение, способствующее более быстрой 

реакции на изменяющуюся геологию, и наиболее 

короткую траекторию скважины, не допускающую 

выхода траектории скважины за пределы целевого 

продуктивного пласта. 

Первичное положение ствола скважины 

параллельно углу падения целевого пласта. 

Любая другая позиция (любой другой угол наклона 

скважины) рассматривается в качестве более 

рискованной, которой по возможности следует 

избегать, либо сводить к необходимому минимуму 

(рисунок 11). Позиция повышенного риска также 

называется транспортной секцией траектории 


Принимая во внимание отрезки с низкими и 

высокими рисками (отмеченными на рисунке 11 

зелеными и красным интервалами), рекомендуется 

проводить маневры с зеленым сигналом при 

прохождении отрезков параллельных пласту, а 

под желтым и красными сигналами «Светофора» 

осуществлять маневры при переходе через 

стратиграфические зоны, и при выходе за пределы 

пласта. 

Равным образом, рекомендуется пользоваться 

точечным методом (метод точечного пространства) 

только при прохождении отрезков с низким риском 

(см. зеленые интервалы на рисунке 11). Здесь 

приемлем метод бурения по точкам, поскольку 

скважину бурится параллельно наклону целевого 

пласта, и траектория нуждается в минимальных 

поправках угла наклона. Но как только скважина 

начинает переход через стратиграфическую зону, 

достигает опасного положения относительно 

границ пласта, либо выходит за пределы пласта, 

следует применить метод бурения по линии (метод 

векторного определения целей). 



51

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН 

2019 Газпром нефть, все права защищены 

2019 Gazprom Neft, Rights Reserved 

Вадим Кравец, ведущий аналитик RPI Research&Consulting 

RPI: Старение фонда скважин поддержит рынок 

операций КРС и колтюбинга 

RPI Reports: Declining Well Production Will Boost the 

Workover and Coiled Tubing Market 

В 

се последние годы рынок операций капитального 

ремонта скважин (КРС) неуклонно рос, несмотря 

на периодически переживаемые нефтесервисным 

рынком, да и всей нефтегазовой отраслью кризисы. 

Для этого была веская причина – старение 

фонда скважин обуславливала необходимость их 

капитального ремонта во все больших масштабах. 

Этот фактор не потерял актуальности как в 2018 

году, так и в среднесрочной перспективе. Наряду с 

простым увеличением числа операций КРС следует 

ожидать их технологического совершенствования, 

в частности, роста количества операций 

колтюбинга при КРС. Так что на будущее этих двух 

взаимосвязанных рынков – КРС и колтюбинга следует 

смотреть со сдержанным оптимизмом. 

Начиная с 2009 года, число операций капитального 

ремонта скважин в России неуклонно возрастало. 

Всего за этот период времени, оно увеличилось 

на 107,1% с 33,9 тыс. в 2009 году до 70,1 тыс. 

единиц в 2018 году. Годовые темпы прироста числа 

операций КРС на этом временном интервале также 

Vadim Kravets, lead analyst of RPI Research&Consulting 

O 

ver the last few years, the well workover market has 

been growing steadily, despite periodic crises in the 

oilfield service market and oil and gas industry. There was 

a strong reason for this - deterioration of the well stock 

forced the market to increase the number of workover 

operations. This factor remained relevant in 2018 and 

it will still be important in the mid-term. In addition to 

the increase in the number of workover operations, we 

should expect technological improvements, in particular, 

an increase in the number of coiled tubing workover 

operations. The future of these two interconnected 

markets - workover and coiled tubing - should be viewed 

with cautious optimism. 

The number of workover operations in Russia has been 

increasing steadily since 2009. In total, over this period 

it increased by 107.1% from 33,900 operations in 2009 

up to 70,000 operations in 2018. The annual growth 

rate of the number of workover operations over this 

period also increased (from -3.7% in 2009 to 14.4% 

in 2017), with an average annual growth rate of 8.5% 

(Diagram 1). 

52 



WELL WORKOVER 

80 

70 

60 

тыс. операций 

Thousands of operations 

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI 

Central Control Administration of the Fuel 

and Energy Complex, RPI analysis 

16% 

14% 

12% 

10% 

50 

8% 

40 

6% 

4% 

30 

2% 

20 

0% 

10 

-2% 

-4% 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 

-6% 

Число операций КРС, тыс. единиц 

Number of workover operations, thousands 

Темп прироста, % 

Growth rates, % 

Диаграмма 1: Количество операций КРС и темпы их роста в России в 2007-2018 гг., тыс. операций и % 

Diagram 1: Number of workover operations and growth rates in Russia in 2007-2018, thousands of operations and % 

увеличивались (с -3,7% в 2009 году до 14,4% в 

2017 году), при этом среднегодовой темп прироста 

составил 8,5% (см. Диаграмму 1). 

В этот период времени продолжался рост числа 

операций КРС по всем нефтедобывающим регионам, 

однако основную динамику роста задавали два 

из них: Западная Сибирь и Волго-Урал. Из всего 

суммарного прироста числа операций КРС в 2009- 

The number of workover operations in all oil-producing 

regions continued to grow during this period. However, 

only two regions were the main drivers of this growth: 

Western Siberia and Volga-Ural region. Of the total 

increase in the number of workover operations in 2009- 

2018 (+36.2 thousand operations), 25.1 thousand 

operations were performed in Western Siberia and 6.3 

thousand operations - in Volga-Ural region 

(see Diagram 2). 

80 

70 


Total, workover operations 


Source: Central Control Administration of the 

Fuel and Energy Complex, RPI analysis 

64.1 

70.1 

60 

50 

40 

30 

35.1 

35.2 

33.9 

11.4 11.1 9.5 

37.7 

11.5 

39.3 

39.6 

11.8 12.4 

43.7 

13.4 

47.6 

14.9 

53.3 

53.7 

15.3 15.6 

16.3 

15.8 

20 

10 

0 

2007 

2008 

2009 

2010 

2011 

2012 

2013 

2014 

2015 

2016 

2017 

2018 

Западная Сибирь 

Western Siberia 

Волго-Урал 

Volgo-Urals 

Тимано-Печора 

Timano-Pechora 

Восточная Сибирь 

Eastern Siberia 

Прочие регионы 

Other regions 

Итого операций КРС 

Total, workover operations 

Диаграмма 2: Динамика количества операций КРС в России в 2007-2018 гг. в разрезе регионов нефтедобычи, тыс. операций 

Diagram 2: The number of workover operations in Russia in 2007-2018 in different oil production regions plotted against time, th. operations 



53


2018 гг. (+36,2 тыс. операций) Западная Сибирь 

обеспечила увеличение на 25,1 тыс., а Волго-Урал – 

на 6,3 тыс. операций (см. Диаграмму 2). 

В 2018 году рост числа операций КРС по сравнению с 

предыдущим годом составил 14,1%, в результате чего 

было проведено на 8,7 тыс. операций больше чем в 

2017 году, а их общее число достигло примерно 70,1 

тыс. единиц. 

Как было указано выше, ключевую роль в увеличении 

рынка КРС в 2018 году сыграла Западная Сибирь, 

обеспечив 80% общего роста. Он был обеспечен 

прежде всего дочерними обществами «Роснефти»: «РН- 

Юганскнефтегазом» (+8060 операций, +126% к уровню 

2017 года), «Сахалинморнефтегазом» (+1647 операций, 

+706%) и «РН-Пурнефтегазом» (+907 операций, +48%). 

В общей структуре рынка КРС в 2018 году Западная 

Сибирь и Волго-Урал суммарно имели 90%-ную 

долю рынка, занимая сегменты в 68% и 22% 

соответственно. Доли этих двух регионов в общем 

объеме операций КРС во многом обусловлены их 

значительным удельным весом в суммарном фонде 

нефтяных скважин: в Западной Сибири и Волго-Урале 

расположено 94% всех нефтяных скважин России, 

дающих продукцию. 

В расчете на одну скважину, дающую продукцию, в 

2018 году число операций КРС было максимальным 

в Восточной Сибири и Тимано-Печоре – 0,89 и 

0,66 операций на скважину соответственно, а 

operations in 2018 increased by 14.1%. That resulted in 

an increase of the number of workover operations by 8.7 

thousand as compared to 2017, and the total number 

reached approximately 70.1 thousand workover operations. 

As mentioned above, Western Siberia played a key role 

in the workover market growth in 2018, providing 80% 

of the total growth. It was provided primarily by Rosneft 

subsidiaries: RN-Yuganskneftegaz (+8060 operations, 

+126% as compared to 2017), Sakhalinmorneftegaz 

(+1647 operations, +706%) and RN-Purneftegaz (+907 

operations, +48%). 

In 2018, Western Siberia and the Volga-Ural regions 

had a share of 90% of the total workover market with 

68% and 22% shares respectively. The high market 

share of these two regions in comparison to the total 

volume of workover operations is primarily due to a 

significant proportion in the total well stock: 94% of all oil 

production wells in Russia are located in Western Siberia 

and Volga-Ural regions. 

The number of workover operations per well was the 

highest in Eastern Siberia and Timan-Pechora regions 

in 2018 with 0.89 and 0.66 operations per well, 

respectively, and the lowest in Volga-Ural region with 

0.28 operations per well. 

In monetary terms, the workover market in 2009-2018 

demonstrated steady growth, increasing by 181% over this 

period with an average annual growth rate of about 12%. 

As a result, in 2018 the workover market reached the level 

180 

160 

млрд рублей 

billion rubles 


Source: Central Control Administration 

of the Fuel and Energy Complex, RPI analysis 

25% 

140 

20% 

120 

100 

15% 

80 

60 

10% 

40 

5% 

20 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 

Объем рынка КРС, млрд рублей 

Workover market volume, billion rubles 


Growth rate, % 

0% 

Диаграмма 3: Объем рынка КРС в денежном выражении и темпы его роста в России в 2007-2018 гг., млрд руб. и % 

Diagram 3: The workover market size in monetary terms and its growth rate in Russia in 2007-2018, billion rubles and % 

54 



WELL WORKOVER 

минимальным – в Волго-Урале – 0,28 операций на 

скважину. 

В денежном выражении рынок КРС в 2009-2018 гг. 

показывал постоянный рост, увеличившись за этот 

период времени на 181%, со среднегодовым темпом 

прироста около 12%. В результате в 2018 году он 

достиг уровня в 161 млрд руб. В прошлом году, 

в частности, рынок КРС вырос на 22,8 млрд руб., 

продемонстрировав годовой темп роста в 16,4% (см. 

Диаграмму 3). 

Средняя стоимость одной операции КРС в России 

в 2018 году достигла уровня 2,3 млн руб. за одну 

операцию, увеличившись за год на 2%. 

Также, как и в 2017 году, рост объема российского 

рынка КРС в 2018, составивший 22,8 млрд руб., в 

наибольшей степени был обусловлен увеличением 

количества операций КРС (+20,0 млрд руб.) и в 

меньшей степени – ростом стоимости одной операции 

(+2,8 млрд руб.). 

В общей структуре рынка КРС в денежном 

выражении в 2018 году Западная Сибирь и Волгоof 

161 billion rubles. Last year the workover market grew by 

22.8 billion rubles, demonstrating an annual growth rate of 

16.4% (Diagram 3). 

The average cost of one workover operation in 2018 in 

Russia increased by 2% and reached 2.3 million rubles for a 

single operation. 

As in 2017, the growth of the Russian workover market in 

2018 accounted for 22.8 billion rubles, which was primarily 

due to an increase in the number of workover operations 

(+20.0 billion rubles) and, to a lesser extent, due to an 

increase in the cost of one operation (+2.8 billion rubles). 

In 2018, Western Siberia and the Volga-Ural region in total 

accounted for 88% of the market in money terms with 74% 

and 14% market shares, respectively (Diagram 4). 

In 2018, Western and Eastern Siberia were the regions 

where Russian workover market grew by 17.3 billion rubles 

and 3.6 billion rubles, respectively. Other regions (including 

Caspian, North Caucasian, Okhotomorskaya and other 

petroleum provinces) made the least contribution to the 

growth of the workover market, reducing the volume of 

operations by 0.2 billion rubles. 



55


Урал суммарно обеспечивали 88% рынка, 

занимая доли 74% и 14% соответственно 

(см. Диаграмму 4). 

В 2018 году Западная и Восточная Сибирь 

в наибольшей степени способствовали 

финансовому росту российского рынка КРС, 

в этих регионах рынок увеличился на 17,3 

млрд и 3,6 млрд рублей соответственно. 

Наименьший вклад в рост рынка КРС 

внесли прочие регионы (среди которых 

присутствуют такие нефтегазоносные 

провинции как Прикаспийская, Северо- 

Кавказская, Охотоморская и др.), сократив 

объем операций на 0,2 млрд рублей. 

Восточная Сибир 

Eastern Siberia 

Тимано-Печора 4% 

Timano-Pechora 

5% 

Волго-Урал 

Volgo-Urals 

15% 

Прочие регионы 

Other regions 

2% 

100%=161,3 


Рост региональных сегментов российского 

рынка КРС происходил преимущественно 

под воздействием одного параметра 

– увеличения количества операций, за 

исключением Волго-Урала, где рост рынка 

был вызван увеличением стоимости операции 

КРС. 




Западная Сибирь 

Western Siberia 

74% 

Стоимость операции КРС в прошлом году 

достигла 3,14 млн руб. за операцию в 

Тимано-Печоре, 2,52 млн руб. в Западной 

Сибири, 2,37 млн руб. в Восточной Сибири, 

1,48 млн руб. в Волго-Урале и 2,26 млн руб. 

в прочих регионах. Изменение средней стоимости 

операции КРС было разнонаправленным: от 

снижения на 27,9% в Восточной Сибири до роста на 

9,2% в Волго-Урале. 

Диаграмма 4: Доли отдельных регионов нефтедобычи в общем рынке 

КРС в денежном выражении в России в 2018 году, % 

Diagram 4: Share of individual oil production regions in the total workover 

market in monetary terms in Russia in 2018, % 

The growth of regional sectors of Russian workover market 

was mainly driven by one parameter - an increase in the 

number of operations, except for the Volga-Urals where 

the market growth was due to an increase in the cost of 

workover operations. 

В Волго-Урале увеличение средней стоимости 

операции КРС главным образом было обусловлено 

ростом стоимости операций у «Оренбургнефти», 

«Самаранефтегаза» и «Белкамнефти». Так как доля 

«Оренбургнефти» на рынке Волго-Урала в 2018 году 

составила 10% в физическом и 15% - в денежном 

выражении, а рост стоимости КРС у этой компании 

составил 48,5%, то именно «Оренбургнефть» 

внесла ключевой вклад в рост средней стоимости 

операции КРС в Волго-Урале. 

В Восточной Сибири снижение стоимости 

операции КРС «Сахалинморнефтегазом», 

оперирующим разработкой шельфового 

месторождения нефти и газа Одопту-море 

Северный купол, оказало существенное влияние 

на среднюю стоимость КРС в регионе. Являясь 

одной из наиболее значимых компаний региона 

(39% регионального рынка в физическом и 65% в 

денежном выражении), компания снизила среднюю 

стоимость одной операции на 33%, что нашло свое 

отражение в итоговых данных по региону. 

Last year the cost of workover operations reached 3.14 

million rubles per operation in Timano-Pechora, 2.52 million 

rubles in Western Siberia, 2.37 million rubles in Eastern 

Siberia, 1.48 million rubles in the Volga-Ural region and 2.26 

million rubles in other regions. The change in the average 

cost of a workover operation was different in each region: 

from a 27.9% decline in Eastern Siberia to a 9.2% increase 

in the Volga-Ural region. 

In the Volga-Ural region, the increase in the average cost 

of a workover operation was mainly due to an increase in 

the cost of operations at Orenburgneft, Samaraneftegaz 

and Belkamneft. Orenburgneft’s share in Volga-Ural market 

in 2018 was 10% in physical terms and 15% in monetary 

terms, and the growth in the cost of workover operation in 

this company was 48.5%. Thus, Orenburgneft made a key 

contribution to the growth of the average cost of workover 

operations in the Volga-Ural region. 

In Eastern Siberia, the decline in the cost of workover 

operation at Sakhalinmorneftegaz, which operates the 

Odoptu-more (North Dome) offshore oil and gas field, had 

56 



WELL WORKOVER 

Значительное снижение 

временных и 

финансовых затрат 

Инновационный 

подход 

ДВОЙНОЙ 

БАРЬЕР: 

РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ 

Применение извлекаемых высокорасширяемых мостовых пробок HEX 

в сочетании с системой контроля барьеров BVS компании Interwell позволяет 

безопасно возобновить использование обсаженных буровых скважин. 

Жесткие требования североевропейского клиента к целостности скважин 

и параметры пласта месторождения делают невозможным традиционный 

подход к работе. Interwell принял вызов увеличить жизненный цикл скважины. 

Требуемая установка с обратной связью оказалась возможной благодаря 

запуску двух глубинных пробок Interwell HEX (ISO 14310:2008 V0) совместно 

с системой контроля барьера BVS, обеспечивающей прямые и непрерывные 

замеры давления и температуры через установленные пробки и барьеры. 

Инновационное решение Interwell было принято вовлеченными сторонами, 

сэкономило заказчику несколько месяцев рабочего времени и позволило 

провести необходимые работы вместо заглушения скважины. 

HEX 

• Малый наружный диаметр 

и высокая расширяемость 

извлекаемых пробок 

• Идеальное решение для 

следущих применений: 

барьеры, пакеры для 

инъекционных клапанов и т.д. 

• Доступны различные размеры 

BVS 

• Mониторинг давления и 

температуры над и под 

пробкой 

• Прямой контроль целостности 

барьера 

• Беспроводная передача 

данных 

• Доступны различные размеры 


www.interwell.com 

YOUR GLOBAL 

PARTNER 


57


Заказчики и подрядчики 

В прошлом году в общей структуре рынка КРС 

«Роснефть», «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ» суммарно 

обеспечивали 75% рынка КРС в физическом 

выражении, занимая доли 51%, 12% и 12% 

соответственно. 

В расчете на одну скважину, дающую продукцию, 

максимальное число операций КРС в 2018 году 

зафиксировано у «Роснефти» – 0,83 операций на 

скважину, «Газпром нефти» – 0,50 и «Славнефти» 

– 0,46 операций на скважину, а минимальное – 

у «Татнефти» и прочих компаний – 0,15 и 0,27 

операций на скважину соответственно. Различия по 

компаниям связаны главным образом со степенью 

выработанности месторождений. 

В денежном выражении рынок КРС в 2018 году 

вырос на 22,8 млрд руб. Наибольший вклад в рост 

рынка обеспечили «Роснефть» (+18,7 млрд руб.), 

«Сургутнефтегаз» (+5,1 млрд руб.) и «ЛУКОЙЛ» (+3,2 

млрд руб.). 

Изменение стоимости операций КРС и их объемов 

оказывало различное влияние на изменение объемов 

рынка КРС по заказчикам. Так, существенный вклад 

в рост по «Сургутнефтегазу» и «ЛУКОЙЛу» оказало 

увеличение стоимости операций, а по «Роснефти» – 

увеличение количества операций. 

Если брать структуру рынка заказчиков в денежном 

выражении, то картина получается качественно 

похожая. «Роснефть», «Сургутнефтегаз» и «ЛУКОЙЛ» 

суммарно обеспечивали 84% рынка КРС, занимая 

доли 37%, 33% и 14% соответственно. 

В целом на рынке продолжал наблюдаться процесс 

концентрации: по сравнению с 2017 годом в 2018-м 

ведущие три заказчика увеличили свою суммарную 

долю с 70% до 75% в физическом, и c 78% до 84% 

операций в денежном выражении. 

Особенностью рынка подрядчиков КРС в России 

является наличие на нем значительного количества 

мелких компаний, которые состоят из нескольких 

бригад. Такие компании работают по договорам 

субподряда с более крупными сервисными 

компаниями, зачастую по демпинговым расценкам и 

находятся вследствие этого под угрозой банкротства 

и ликвидации. Процесс ротации компаний в данном 

сегменте происходит на регулярной основе, 

перерегистрация ликвидированных организаций 

является общепринятой практикой. 

На российском рынке независимые компании 

небольшого размера выполняют порядка 24% 

58 ROGTEC 

a significant impact on the average workover cost in the 

region. As one of the most relevant companies in the region 

(39% of the regional market in physical terms and 65% in 

monetary terms), the company reduced the average cost 

per operation by 33%, which impacted the total region 

performance. 

Customers and Contractors 

Last year, Rosneft, Surgutneftegas and LUKOIL provided 

75% of the total workover market in physical terms with 

shares 51%, 12% and 12%, respectively. 

Calculations of the ratio of the number of workover 

operations to the number of production wells showed that 

the maximum ratio in 2018 was 0.83 for Rosneft, 0.50 for 

Gazprom Neft and 0.46 for Slavneft while the minimum 

ratio was demonstrated by Tatneft and other companies 

with ratios 0.15 and 0.27 respectively. Differences between 

companies are primarily associated with the field depletion 

coefficient. 

In monetary terms, in 2018 the workover market grew 

by 22.8 billion rubles. Rosneft (+18.7 billion rubles), 

Surgutneftegaz (+5.1 billion rubles) and LUKOIL (+3.2 billion 

rubles) made the largest contribution to the market growth. 

Changes in the cost and volumes of workover operation 

had a different impact on changes in the workover market 

volume for different customers. For example, the growth of 

Surgutneftegaz and LUKOIL was driven by an increase in 

the cost of operations, and that of Rosneft - by an increase 

in the number of operations. 

In monetary terms customer market profile is similar. In 

total, Rosneft, Surgutneftegas and LUKOIL provided 84% 

of the workover market with shares 37%, 33% and 14% 

respectively. 

In general, it was observed that the process of market 

concentration is still in progress: as compared to 2017, the 

top three customers increased their total share in 2018 from 

70% to 75% in physical terms, and from 78% to 84% in 

monetary terms. 

One of the specific features of the Russian workover market 

is the presence of a significant number of small companies 

with few workover teams. These companies work under 

subcontracts with larger service companies, often at 

dumping rates, and are therefore at risk of bankruptcy and 

liquidation. Regular rotation of companies is one of the 

features of this market sector. Re-registration of liquidated 

companies is a common practice. 

In the Russian market, small independent companies 

perform approximately 24% of all workover operations 

annually in physical terms (in 2018, the share of other 


WELL WORKOVER 

операций КРС ежегодно в физическом выражении 

(в 2018 году доля прочих компаний снизилась в 

том числе за счет отражения большего количества 

игроков по сравнению с предыдущими периодами). 

Снижение их доли на 1-3% ежегодно во многом 

связано с централизацией рынка нефтесервисных 

услуг и укрупнением подразделений сервисных 

компаний, входящих в структуры ВИНК. Более двух 

третей операций КРС в России проводится крупными 

финансово устойчивыми компаниями. 

В 2018 году доля «РН-Сервис» на рынке КРС 

увеличилась с 23% до 28%, что обусловлено 

ростом количества капитальных ремонтов на 

месторождениях в Западной Сибири. Объем КРС, 

выполненных этой компанией, увеличился на 38% до 

19,6 тыс. операций. «Сургутнефтегаз» хотя и увеличил 

объем выполняемых работ, но с темпами ниже 

общерыночных, что отразилось на снижении их доли 

с 15% до 13%. 

В целом, по большинству основных подрядчиков 

в 2018 году отмечался рост числа выполняемых 

операций. 

В 2018 году на рынке продолжилась тенденция 

усиления позиций сервисных компаний ВИНК. 

Во многом это связано с тем, что увеличилась 

доля ведущих нефтегазовых компаний в качестве 

заказчиков услуг. В случае, когда в составе 

компании есть сервисные подрядчики, основной 

объем работ стараются передать своим дочерним 

подразделениям, если это представляется 

технически обоснованным. Однако это не отменяет 

факта привлечения независимых организаций для 

выполнения работ. 

Если сравнить данные динамики КРС в части 

заказчиков и подрядчиков, можно заметить, что, 

например, доля «Роснефти» в качестве заказчика 

увеличилась на 8% по сравнению с 2017 годом, в 

то время в качестве исполнителя доля «РН-Сервис» 

выросла только на 5%. Данный факт свидетельствует 

о широкой практике привлечения работ сторонних 

независимых компаний для выполнения капитальных 

ремонтов. «Сургутнефтегаз» выполняет практически 

весь объем работ компании силами собственных 

подразделений. Другие недропользователи 

(«ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть» и др.) более открыты к 

привлечению сторонних исполнителей. 

Что с рынком колтюбинга? 

При оценке фактического объема рынка колтюбинга 

учитывались следующие показатели: 

• количество операций гидроразрыва пласта (ГРП) и 

многостадийного ГРП (МГРП) на новых скважинах и 

companies decreased due to, among other things, a 

larger number of market players as compared to previous 

periods). The decrease in the share of small companies 

by 1-3% annually is largely due to the centralization of the 

oilfield services market and the consolidation of service 

companies’ subdivisions within vertically integrated oil 

companies. More than two thirds of workover operations in 

Russia are performed by large, financially stable companies. 

In 2018, RN-Servis’s share of the workover market 

increased from 23% to 28% due to an increase in the 

number of workover operations in Western Siberia. The 

volume of workover operations performed by this company 

increased by 38% up to 19.6 thousand operations. 

Surgutneftegas increased the volume of operations but this 

increase was at a rate lower than the average market rate, 

which resulted in the decrease in its share from 15% to 

13%. 

In general, in 2018 most of major contractors experienced 

an increase in the number of operations. 

In 2018, the market continued the trend of strengthening of 

the service companies positions within vertically integrated 

oil companies. This is primarily due to the fact that the share 

of leading oil and gas customers has increased. When 

service contractors are the part of the company, most of 

the work is to be transferred to its subsidiaries in case it is 

technically feasible to do so. However, this does not change 

the fact that independent companies are still involved. 

The comparison of the data on workover market 

development in terms of customers and contractors 

indicates that, for example, the share of Rosneft as a 

customer increased by 8% as compared to 2017, while 

the share of RN-Servis as a contractor increased by 

only 5%. This fact demonstrates a common practice of 

involving third-party independent companies for performing 

workover operations. Surgutneftegas performs almost 

all operations through its own divisions. Other operators 

(LUKOIL, Gazprom Neft, etc.) are more open to third-party 

contractors. 

What is the State of Coiled Tubing Market? 

Evaluation of the actual volume of the coiled tubing market 

was carried out based on the following indicators: 

• the number of hydraulic fracturing and multistage 

fracturing operations in new and existing wells; 

• number of workover operations by the type; 

• expert estimates of the development of coiled tubing 

application in fracturing operations by oil and gas regions; 

• expert estimates of CT utilization by CT operation type 

and by oil and gas region; 

• rate of horizontal wells commissioning and increase in the 

share of horizontal wells in the total well stock; 

• actual and estimated cost of coiled tubing operations 



59


на переходящем фонде; 

• количество операций КРС по видам операций; 

• экспертные оценки динамики использования ГНКТ 

при проведении операций ГРП/МГРП в разрезе 

нефтегазовых регионов; 


по видам операций КРС в разрезе нефтегазовых 

регионов; 

• динамика ввода горизонтальных скважин и рост их 

доли в общем фонде скважин; 

• фактическая и оценочная стоимость операций с 

ГНКТ при ГРП и МГРП, при КРС в разрезе видов 

КРС, при бурении и зарезки боковых стволов (ЗБС). 

В результате проведенного RPI исследования 

было установлено, что рынок колтюбинга является 

одним из наиболее динамичных сегментов рынка 

нефтепромыслового сервиса. Отражением этого 

факта является, в частности, рост количества 

установок ГНКТ за последние 11 лет примерно в 

три раза, сопровождавшийся возрастанием числа 

операций в 2,5 раза. 

В настоящее время применение колтюбинга на 

российском рынке в первую очередь сфокусировано 

на проведении: 

• ГРП и МГРП на новых скважинах; 

• КРС, в том числе при обработке призабойной 

зоны (ОПЗ), 

• подготовки скважин к ГРП и ЗБС; 

• освоения скважин после ГРП и ЗБС; 

• вводе в эксплуатацию и ремонте нагнетательных 

25 



for hydraulic fracturing, workover purposes, drilling and 

sidetracking. 

As a result of RPI research, it was found that the coiled 

tubing market is one of the most dynamic segments of 

the oilfield services market. This fact is evidenced by the 

increase in the number of coiled tubing units over the last 

11 years by approximately three times, accompanied by a 

2.5-fold increase in the number of operations. 

At present, the use of coiled tubing in the Russian market is 

primarily focused on the following operations: 

• fracturing and multistage fracturing in new wells; 

• workover operations including bottom-hole treatment; 

• preparation of wells for hydraulic fracturing and 

sidetracking; 

• well stimulation after hydraulic fracturing and sidetracking; 

• commissioning and workover operations in injection wells 

(stimulation of new wells); 

• other workover operations. 

The use of coiled tubing in other segments (drilling and 

sidetracking) is rather limited (except for Surgutneftegas), 

which is particularly noticeable in comparison with 

international experience, especially in the USA and 

Canada. 

The coiled tubing market in Russia began to develop in 

1998. However, rapid quantitative and qualitative growth 

was indicated only in 2007-2018, when the number of 

operations increased by 153.9%, from 8.6 thousand in 

2007 up to 21.9 thousand in 2018 (Diagram 5). 




18% 

16% 

20 

14% 

12% 

15 

10% 

8% 

10 

6% 

4% 

5 

2% 

0 

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 

0% 

-2% 

Годовой объем операций, тыс. операций 

Annual volume of operations, thousand ea. 



Диаграмма 5: Годовой объем операций колтюбинга в России, 2007-2018 гг., тыс. ед. 

Diagram 5: Annual volume of coiled tubing operations in Russia, 2007-2018, thousand ea. 

60 



1–4 ОКТЯБРЯ 2019 

WELL WORKOVER 

IX 

ПРИЗНАННАЯ ПЛОЩАДКА 

ДЛЯ ДИСКУССИИ О РАЗВИТИИ 

МИРОВОЙ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ 

ПРИ ПОДДЕРЖКЕ ПРИ УЧАСТИИ ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПАРТНЁР ПАРТНЁРЫ 

КОНГРЕССНО-ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР 

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ 

МЕЖДУНАРОДНЫЙ ПАРТНЁР 

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 

+7 (812) 240 40 40 (ДОБ. 2168, 2122) 

ЭКСПОФОРУМ 18+ 

ПЕТЕРБУРГСКОЕ ШОССЕ, 64/1 GF@EXPOFORUM.RU 

GAS-FORUM.RU 

КОНГРЕССНО-ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР 

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 

+7 (812) 240 40 40 (ДОБ. 2168, 2122) 

ЭКСПОФОРУМ 18+ 

ПЕТЕРБУРГСКОЕ ШОССЕ, 64/1 GF@EXPOFORUM.RU 


GAS-FORUM.RU 

ROGTEC 61


скважин (освоение вновь пробуренных скважин); 

• других видов КРС. 

Использование ГНКТ в других сегментах (бурение 

и ЗБС) является достаточно ограниченным (за 

исключением «Сургутнефтегаза»), что особенно 

заметно в сравнении с международным опытом, в 

первую очередь в США и Канаде. 

Рынок колтюбинга в России начал развиваться с 

1998 года, но особенно быстро он прогрессировал 

качественно и количественно в 2007-2018 гг., в 

течение которых количество операций выросло на 

153,9%, с 8,6 тыс. в 2007 году до 21,9 тыс. в 2018 

году (см. Диаграмму 5). 

В настоящее время объем использования колтюбинга 

в нефтегазодобывающих компаниях значительно 

отличается, что связано прежде всего с подходом 

нефтегазовых компаний к сервису: одни компании 

внедрили и применяют колтюбинг на всех стадиях 

строительства, освоения и капитального ремонта скважин, 

другие используют колтюбинг ограниченно, только для 

проведения определенных сервисных операций. 

В целом по стране до 2010 года использование 

колтюбинга было следствием увеличения числа 

КРС, проводимых с помощью ГНКТ, а начиная с 

2011 года дополнительный импульс росту числа 

операций колтюбинга был придан расширением 

спектра нефтесервисных услуг с использованием 

ГНКТ, в частности операциями при многостадийном 

гидроразрыве пласта и при вводе в эксплуатацию 

горизонтальных скважин. 

Если брать ситуацию на рынке в прошлом году, то 

она выглядит следующим образом. В 2018 году число 

операций колтюбинга выросло по сравнению с 2017 

годом на 2,6 тыс. единиц (+12,8%) до уровня 21,9 тыс. 

операций. Основной рост пришелся на сегменты ОПЗ, 

ГРП и МГРП, а также на прочие виды работ КРС. 

Наибольшие доли в общем числе операций 

колтюбинга в 2018 году приходились на сегмент 

обработки призабойной зоны и вызова притока (без 

учета ГРП) – 41,2%, а также на сегмент операций при 

ГРП и МГРП – 26,8%. 

По состоянию на 2018 год ключевыми регионами в 

области применения колтюбинга являлись Западная 

Сибирь (78,8% от всех операций в России) и Волга- 

Урал. Это обусловлено растущим количеством 

скважин на месторождениях на поздних стадиях 

эксплуатации, на которых в большей степени 

проводятся операции ГРП, КРС и осуществляется 

бурение боковых стволов. 

At present, the usage of coiled tubing differs significantly by 

oil and gas company, which is primarily due to the approach 

of oil and gas companies to service: some companies 

introduce and apply coiled tubing technologies at all stages 

of drilling, stimulation and workover, while others use coiled 

tubing only for certain service operations. 

For the whole country the use of coiled tubing until 2010 

was a consequence of the increase in the number of 

workover operations with coiled tubing, and starting in 

2011, the growth of coiled tubing operations was further 

boosted by the expansion of oilfield services through the 

use of coiled tubing, in particular for multistage fracturing 

operations and for commissioning of horizontal wells. 

The market situation last year is described as follows. In 

2018, the number of coiled tubing operations increased 

by 2.6 thousand units (+12.8%) up to the level of 21.9 

thousand operations as compared to 2017. The main 

growth was concentrated in bottomhole treatment, 

hydraulic fracturing and multistage fracturing segments and 

other workover operations. 

The largest share in the total number of coiled tubing 

operations in 2018 was for bottom-hole treatment and 

well stimulation (excluding hydraulic fracturing) segments 

- 41.2%, and for fracturing and multistage fracturing 

segments - 26.8%. 

As of 2018, the key regions of coiled tubing application 

were Western Siberia (78.8% of all operations in Russia) 

and the Volga-Ural region. This is due to the growing 

number of wells at the fields in late stages of development 

which is characterized by the increase in the volume of 

hydraulic fracturing, workover and sidetracking operations. 

The change in the number of coiled tubing operations by 

oil production region in 2007-2018 was mainly caused 

by the increase in the number of workover and fracturing/ 

multistage fracturing operations using coiled tubing. Drilling 

and sidetracking with coiled tubing are only drivers for 

Western and Eastern Siberia. 

From 2007 to 2018, the cost of CT operations in Russia 

had been increasing annually, and the whole coiled tubing 

market had been growing in monetary terms. The average 

annual growth rate for this period was 22.6%. In 2018, the 

coiled tubing market in monetary terms amounted to 79.4 

billion rubles (Diagram 6), the annual growth of the market 

volume in monetary terms was 20.2% as compared to 2017. 

In terms of market segments, the highest growth rate 

over the period from 2007 to 2018 was demonstrated by 

fracturing and multistage fracturing segments (+46.0 billion 

rubles), which provided 64.9% of the coiled tubing market 

growth over this period. 

62 




Изменение числа операций колтюбинга по регионам 

нефтедобычи в 2007-2018 гг. в основном было 

вызвано ростом количества операций КРС и ГРП/ 

МГРП с использованием ГНКТ. Бурение и ЗБС с 

ГНКТ являются драйверами только для Западной и 

Восточной Сибири. 

В 2007-2018 гг. стоимость работ с применением ГНКТ 

в России ежегодно увеличивалась, рос и сам рынок 

колтюбинга в денежном выражении. Среднегодовые 

темпы роста за данный период составили 22,6%. В 

частности, в 2018 году объем рынка колтюбинговых 

услуг в денежном выражении составил 79,4 млрд руб. 

(см. Диаграмму 6), годовой прирост объема рынка в 

денежном выражении был равен 20,2% по отношению 

к 2017 году. 

В разрезе по сегментам наибольший рост в 2007- 

2018 гг. продемонстрировал сегмент операций при 

ГРП и МГРП (+46,0 млрд. руб.), обеспечивший 64,9% 

роста рынка колтюбинга за этот период. 

Самый дорогой и объемный в денежном выражении 

сегмент операций с ГНКТ – операции ГРП, включая 

МГРП на новых скважинах, объем которого в 2018 

году составил 48,3 млрд руб. (60,8%). Совокупный 

объем операций с ГНКТ при КРС составил 27,9 млрд 

руб. (35,2%). На долю колтюбинга при бурении и ЗБС 

в сумме пришлось 4,1% или 3,2 млрд руб. 

Крупнейшими сегментами колтюбинга при КРС в 

денежном выражении в 2018 году являлись: 

The most expensive segment of CT operations in monetary 

terms is fracturing, including multistage fracturing in new 

wells, which amounted to 48.3 billion rubles in 2018 

(60,8%). The total volume of CT workover operations was 

27.9 billion rubles (35,2%). Coiled tubing operations for 

drilling and sidetracking accounted for 4.1% or 3.2 billion 

rubles. 

The largest coiled tubing workover segments in monetary 

terms in 2018 were: 

• Bottomhole treatment - 10.8 billion rubles (13.7% of the 

total coiled tubing market); 

• preparation and stimulation after hydraulic fracturing - 9.1 

billion rubles (11,4%); 

• preparation and stimulation after sidetracking - 2.8 billion 

rubles (11,4%); 

• commissioning and workover operations in injection wells 

(stimulation of new wells) – 3.0 billion rubles (3,7%). 

It should be noted that the largest share of the coiled 

tubing market in physical terms was represented by 

workover operations - 71.2%, while in monetary terms it 

was only 35.2%. The opposite is true for the fracturing and 

multistage fracturing segments - in physical terms its share 

in 2018 was 26.8%, while in monetary terms this segment 

was the largest in terms of the number of operations - 

60.8%. 

The main customers of coiled tubing services in Russia 

are vertically integrated companies. In 2018, over 80% 

of coiled tubing operations were carried out for Rosneft, 

Surgutneftegaz, LUKOIL, Gazprom Neft and Slavneft. 

90 

80 

70 

60 

50 

40 

30 

20 

10 

0 



2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 

30% 

25% 

20% 

15% 

10% 

5% 

0% 

Годовой объем операций, тыс. операций 

Annual volume of operations, thousand ea. 






Диаграмма 6: Годовой объем операций колтюбинга в денежном выражении в 2007-2018 гг., млрд руб. 

Diagram 6: Annual volume of coiled tubing operations in monetary terms in 2007-2018, billion rubles 




• ОПЗ – 10,8 млрд руб. (13,7% от общего рынка 

колтюбинга); 

• подготовка и освоение после ГРП – 9,1 млрд руб. 

(11,4%); 

• подготовка и освоение после ЗБС – 2,8 млрд руб. 

(3,5%); 

• ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных 

скважин (освоение вновь пробуренных скважин) 

– 3,0 млрд руб. (3,7%). 

Примечательно, что наибольшую долю рынка 

колтюбинга в физическом выражении составляли 

операции при КРС – 71,2%, при этом в денежном 

выражении она была равна всего 35,2%. Обратная 

картина наблюдается в сегменте ГРП и МГРП – 

в физическом выражении их доля в 2018 году 

равнялась 26,8%, тогда как в денежном выражении 

этот сегмент занимал первое место по объему – 

60,8%. 

Основными заказчиками услуг колтюбинга в России 

являются вертикально-интегрированные компании. В 

2018 году более 80% операций колтюбинга пришлось 

на «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «ЛУКОЙЛ», 

«Газпром нефть» и «Славнефть». Ухудшающаяся 

ресурсная база вынуждает крупнейшие ВИНК 

вкладывать все больше средств в интенсификацию 

добычи и методы по увеличению нефтеотдачи, что 

влечет за собой рост объемов бурения, ЗБС, ГРП 

и КРС, которые являются основными драйверами 

колтюбинговых операций в России. 

С точки зрения пула заказчиков, их доли 

распределились прежде всего в соответствии 

с объемами горизонтального бурения, а 

также количеством операций ЗБС. Однако в 

технологическом плане различия в применении 

колтюбинга в разных компаниях заметны. 

«Роснефть» предъявляет наибольший спрос на 

операции с ГНКТ. С 2015 года компания проводит 

политику поглощения независимых нефтесервисных 

компаний с целью увеличения собственного 

нефтесервисного сегмента. В настоящее время она 

владеет семью единицами флота ГНКТ, которые 

находятся в составе «РН-ГРП». Кроме собственных 

мощностей, «Роснефть» привлекает сторонних 

подрядчиков. Одним из крупнейших проектов, где 

проводятся операции с применением ГНКТ, является 

проект освоения Ванкорского месторождения, а 

также новые проекты на Ямале. 

«Сургутнефтегаз» выполняет 14,8% от общего 

количества операций колтюбинга по стране. 

Наибольшая доля операций с ГНКТ в компании 

приходится на КРС – 54,1% от всех операций 

Deteriorating resource base is forcing the largest vertically 

integrated oil companies to invest more and more in 

production intensification and enhanced oil recovery 

methods, which results in the increased number of 

drilling, sidetracking, hydraulic fracturing and workover 

operations, which are the main drivers of coiled tubing 

operations in Russia. 

As for customers, operators’ shares were distributed 

primarily in accordance with the work scope of horizontal 

drilling, as well as the number of sidetracking operations. 

However, technology-wise, there is a noticeable difference 

in the application of coiled tubing in different companies. 

Rosneft has the highest demand for CT operations. Since 

2015, Rosneft has been pursuing a policy of acquisition of 

independent oilfield service companies in order to increase 

its own oilfield service segment. Currently, Rosneft owns 

seven coiled tubing fleets as part of RN-GRP. In addition to 

its own fleets, Rosneft engages third-party contractors. One 

of the largest CT projects is the Vankor field development 

and new projects in Yamal. 

Surgutneftegas performs 14.8% of the total number of 

coiled tubing operations in the country. The largest 

share of CT operations in Surgutneftegaz is represented 

by workover operations - 54.1% of all coiled tubing 

operations in this company, hydraulic fracturing 

and multistage fracturing in new wells - 24.6%. 

Surgutneftegas is the largest company that uses coiled 

tubing drilling technology. 

LUKOIL performs 10.1% of the total number of coiled 

tubing operations in the country. The largest share of 

CT operations in LUKOIL is represented by workover 

operations - 69.4% of all coiled tubing operations in this 

company, hydraulic fracturing and multistage fracturing in 

new wells - 24.6%. 

The structure of the coiled tubing contractors’ market 

changed in the past year. For example, due to the ongoing 

anti-Russian sanctions, several foreign CT service players 

left the Russian market and were replaced by new domestic 

companies, which are pursuing a policy of price dumping in 

a highly competitive market. 

Along with new oilfield services companies, drilling 

companies started to purchase coiled tubing units in order 

to enter the coiled tubing market. This will allow these 

companies to occupy a promising niche of coiled tubing 

drilling in the future. Experts estimate that the ratio of 

domestic and foreign companies in the coiled tubing 

market is 80:20. American companies remained the 

largest share among the foreign players in the Russian 

market. However, CT service is often not a key product 

line in their business in Russia. 

66 



WELL WORKOVER 

колтюбинга данной компании, ГРП и МГРП на новых 

скважинах – 24,6%. «Сургутнефтегаз» является 

крупнейшей компанией, использующей ГНКТ при 

бурении. 

«ЛУКОЙЛ» выполняет 10,1% от общего количества 

операций колтюбинга по стране. Наибольшая доля 

операций с ГНКТ в компании приходится на КРС – 

69,4% от всех операций колтюбинга данной компании, 

ГРП и МГРП на новых скважинах – 24,6%. 

Прошлый год внес свои коррективы в структуру 

рынка колтюбинговых подрядчиков. Так в связи с 

продолжающимися антироссийскими санкциями ряд 

нефтесервисных зарубежных игроков, оказывающих 

услуги с использованием ГНКТ, покинул российский 

рынок, и им на смену пришли новые отечественные 

компании, которые в условиях жесткой конкуренции 

проводят политику ценового демпинга. 

Наряду с новыми нефтесервисными компаниями 

на рынок колтюбинга стали выходить буровые 

компании, приобретающие установки ГНКТ, что в 

дальнейшем позволит им занять перспективную нишу 

колтюбингового бурения. По оценкам экспертов, 

соотношение отечественных и иностранных 

компаний на рынке колтюбинга составляет 80:20. Из 

зарубежных игроков на российском рынке остались 

преимущественно американские компании, причем 

сервис ГНТК чаще всего не является ключевым в 

объеме их бизнеса на территории России. 

У компаний-заказчиков возрастают требования к 

техническому оснащению флотов ГНКТ, такие, как 

длина и диаметр труб (длина до 5 тыс. м, диаметр 

до 44 мм). В связи с повышением требований с их 

стороны компаниям-подрядчикам необходимо не 

только модернизировать оснащение собственных 

флотов для повышения конкурентоспособности 

на рынке, но и оптимизировать себестоимость 

колтюбинговых работ, чтобы сегмент операций 

с использованием ГНКТ мог конкурировать на 

нефтесервисном рынке с традиционными КРС. 

Данная оптимизация необходима, в первую очередь, 

для сохранения ниши компаний-подрядчиков 

колтюбинговых работ в силу прихода новых игроков, 

к примеру, буровых компаний, в составе которых 

появляются установки ГНКТ. 

Нынешняя геополитическая и экономическая 

обстановка стимулируют развитие собственного 

производства комплектующих для колтюбинга. 

Например, в связи с введением секторальных 

антироссийских санкций, повлекших проведение 

политики импортозамещения, компания «ФракДжет- 

Волга» запустила трубный завод, выпускающий трубы 

Customers’ requirements to technical equipment of 

coiled tubing fleets, such as length and diameter of pipes 

(length up to 5 thousand meters, diameter up to 1.75 

inches) are becoming more demanding. For this reason 

contractors need to upgrade fleet equipment to improve 

competitiveness in the market, and also optimize the cost 

of coiled tubing operations so that the CT operations 

segment can compete in the oilfield services market with 

traditional workover operations. The emergence of new 

market players, for example, drilling companies with CT 

units, makes this optimization necessary in order to stay in 

the niche of coiled tubing contractors. 

The current geopolitical and economic environment 

stimulates the development of domestic manufacturing of 

coiled tubing equipment. The imposition of sector-specific 

anti-Russian sanctions resulted in the policy of import 

substitution. For example, FrakJet-Volga launched a pipe 

plant that manufactures pipes with diameters ranging from 

25.4 to 88.9 mm and lengths up to 9,000 mm with full 

compliance with the API 5ST standard in Russia. 

In the mid-term, companies that develop their own 

manufacturing will occupy a stronger position in the coiled 

tubing market, as they will be able to reduce the cost of 

operations and compete on the price. 

As a result of different tendencies, the balance of power in 

the market is as follows. The following companies carried 

out the largest number of coiled tubing operations last year: 

• Surgutneftegas -13.9%; 

• Packer Servis - 8.8%; 

• RN-GRP - 8.6%; 

• Schlumberger - 8.3%. 

We believe that the future development of coiled tubing 

market will be supported by long-term drivers. These 

drivers will include: 

• increase in the number of fracturing and multistage 

fracturing operations in new wells and subsequent coiled 

tubing operations; 

• increase in the number of coiled tubing workover 

operations, in particular: bottomhole treatment, 

commissioning of injection wells, preparation for hydraulic 

fracturing, sidetracking and stimulation after fracturing 

and sidetracking; 

• increase in the number of sidetracking operations, 

primarily for drilling horizontal wellbores; 

• commissioning of new wells, primarily horizontal wells. 

Market Profile in Money Terms 

The development of the coiled tubing market is described 

as follows. The main driver of the coiled tubing 

operations growth in monetary terms in 2007-2018 

in Russia is hydraulic fracturing, primarily multistage 

fracturing in new wells. 



67


диаметром от 25,4 до 88,9 мм и длиной до 9 тыс. м, 

соответствующие стандарту API 5ST в России. 

Компании, развивающие собственное производство 

комплектующих, в среднесрочной перспективе 

будут в более выигрышном положении на рынке 

колтюбинга, поскольку смогут снижать стоимость 

работ и конкурировать по цене. 

В итоге наложения различных тенденций 

соотношение сил на рынке оказалось следующим. 

Наибольшее количество операций колтюбинга 

в прошлом году было проведено следующими 

компаниями: 

• «Сургутнефтегаз» – 13,9%; 

• «Пакер сервис» – 8,8%; 

• «РН-ГРП» – 8,6%; 

• Schlumberger – 8,3%. 

В дальнейшем мы полагаем, что колтюбинговый 

рынок будет развиваться вследствие наличия 

долговременно действующих драйверов. Ими будут 

являться: 

• рост количества операций МГРП и ГРП на новых 

скважинах и применение колтюбинга на них; 

• возрастание числа операций КРС с использованием 

ГНКТ, в частности ОПЗ, ввод в эксплуатацию 

нагнетательных скважин, подготовка к ГРП, ЗБС и 

освоение скважины после ГРП и ЗБС; 

• увеличение числа ЗБС, прежде всего при 

строительстве горизонтальных стволов; 

• ввод новых, прежде всего горизонтальных, 

скважин. 

Картина рынка в денежном выражении 

Динамика колтюбингового рынка при этом выглядит 

следующим образом. Главным драйвером роста 

колтюбинговых операций в России в денежном 

выражении в 2007-2018 гг. были операции ГРП, в 

первую очередь операции многостадийного ГРП на 

новых скважинах. 

Операции с применением ГНКТ при одностадийных 

ГРП в 2007-2018 гг. выросли в 8,5 раз с 2,3 млрд 

руб. в 2007 году до 19,5 млрд руб. в 2018 году. 

Однако в 2018 году по сравнению с 2017 годом рынок 

колтюбинга при одностадийных ГРП снизился на 2,5% 

(с 20,0 млрд руб. до 19,5 млрд руб.), что обусловлено 

сокращением количества проводимых операций 

одностадийного ГРП вследствие диверсификации 

спроса на операции многостадийного ГРП по рынку 

нефтесервисных услуг в целом. 

В прошлом году операции с ГНКТ при МГРП 

доминировали в денежном выражении в сегменте 

колтюбинга при ГРП, их доля составила 59,5%, 

Coiled tubing operations for a single stage hydraulic 

fracturing in 2007-2018 grew 8.5-fold from 2.3 billion 

rubles in 2007 up to 19.5 billion rubles in 2018. However, in 

2018, the coiled tubing market for a single-stage fracturing 

decreased by 2.5% (from 20.0 billion rubles in 2010 to 

19.5 billion rubles in 2011). This was due to the reduction 

in the number of single-stage fracturing operations caused 

by the diversification of demand for multistage fracturing 

operations in the oilfield services market as a whole. 

Last year, coiled tubing operations for multistage fracturing 

dominated in the coiled tubing fracturing segment in 

monetary terms, accounting for 59.5%, which is equivalent 

to 28.7 billion rubles. As compared to 2011, when this 

technology was introduced to the oilfield services market, 

this segment grew more than 15 times. 

Positive growth of the number of CT operations is also 

observed in the workover segment, primarily in bottomhole 

treatment, preparation for hydraulic fracturing and 

sidetracking, commissioning and workover of injection 

wells (stimulation of new wells) - the total share of these 

operations in the total coiled tubing market in monetary 

terms in 2018 amounted to 35.1%. 

Despite the mid-term growth in demand for drilling and 

coiled tubing market, the total share of coiled tubing 

operations in the coiled tubing market will not exceed 5% 

in physical terms. This is due to the high cost, technical 

difficulties (length and diameter of coiled tubing) and 

labor costs. 

The coiled tubing market has the greatest prospects for 

development in oilfield segments where stable growth 

is forecasted (growth of the number of fracturing and 

multistage fracturing operations, workover operations, 

horizontal wells, including lateral horizontal wellbores; 

sidetracking). 

Forecasts 

When forecasting the number of workover operations in 

2019-2030 we have considered the following factors: 

• forecast of oil production in Russia in 2019-2030; 

• well stock production period; 

• dynamics of the share of idle production wells; 

• dynamics of workover complexity; 

• dynamics of changes in the structure of operations by the 

type of repairs; 

• possible impact of sanctions restrictions on the 

workover market. 

The need to maintain the oil production level in 2019-2030 

will force companies to use workover teams to keep wells 

in good working condition. There will be two more factors 

to stimulate the demand for workover operations during 

this period: well stock growth and deterioration, especially 

68 



WELL WORKOVER 

что эквивалентно 28,7 млрд руб. В сравнении 

с 2011 годом, когда данный сервис вышел на 

нефтесервисный рынок, этот сегмент вырос более, 

чем в 15 раз. 

Положительный рост операций с ГНКТ также 

наблюдается в сегменте КРС, в первую очередь 

при ОПЗ, проведении подготовки к ГРП и ЗБС, 

вводе в эксплуатацию и ремонте нагнетательных 

скважин (освоении вновь пробуренных скважин) – 

совокупная доля этих операций в общем объеме 

рынка колтюбинга в денежном выражении в 2018 году 

составила 35,1%. 

Несмотря на рост спроса на бурение и ЗБС с ГНКТ в 

среднесрочной перспективе, суммарная доля таких 

операций с использованием колтюбинга в совокупном 

объеме рынке колтюбинга не превысит 5% в 

физическом выражении. Это связано с их высокой 

стоимостью, техническими сложностями (длина и 

диаметр труб) и трудозатратами. 

Наибольшие перспективы развития рынок 

колтюбинга имеет в тех сегментах нефтесервиса, 

где прогнозируется устойчивый рост (рост операций 

ГРП и МГРП, КРС, горизонтальный фонд, включая 

боковые горизонтальные стволы; ЗБС). 

Прогнозы 

При построении прогноза числа операций КРС в 

2019-2030 гг. нами были учтены следующие факторы: 

• прогноз добычи нефти в России в 2019-2030 гг.; 

• возрастной состав эксплуатационных фондов 

скважин; 

• динамика доли бездействующих фондов 

эксплуатационных скважин компаний; 

• динамика сложности КРС; 

• динамика изменения структуры операций по 

видам ремонтов; 

• возможное влияние санкционных ограничений 

на рынок КРС. 

В связи с необходимостью поддерживать уровень 

добычи нефти компании в 2019-2030 гг. будут 

вынуждены использовать КРС для поддержания 

скважин в работоспособном состоянии. На этот 

период придутся еще два фактора, стимулирующих 

спрос на проведение операций КРС: увеличение 

фонда скважин и их старение, особенно в 

традиционных регионах добычи. Все это повлияет 

на частоту применения операций, связанных 

с повышением нефтеотдачи пластов (ПНП) и 

интенсификацией добычи. 

Как следствие, в 2019-2030 гг. годовое количество 

операций КРС будет продолжать расти. В 2030 году 

in conventional production regions. All of this will affect the 

frequency of application of enhanced oil recovery methods. 

As a result, in 2019-2030 the annual number of workover 

operations will continue to grow. In 2030, this value will 

reach the level of 116.9 thousand operations, which is 67% 

more than that in 2018. Decrease in the growth rate of the 

number of workover operations is due to the decrease in 

the number of drilling operations, as well as sidetracking 

and hydraulic fracturing. 

By 2025, it is expected that many large mature deposits 

will be depleted, and operators will concentrate on 

smaller deposits, which will affect the growth rate of the 

workover market. 

The number of workover operations will grow faster than 

the number of wells. The number of producing wells will 

increase by 20% to 184,000 wells along with a 67% 

increase in the number of workover operations in 

2018-2030. Thus, the number of workover operations 

per oil producing well will increase from 0.46 in 2018 

to 0.64 in 2030. 

Regionally, Western Siberia (66.4% of the country’s total 

number of operations) and the Volga-Ural region (19.3%) 

will continue to account for the largest number of workover 

operations in 2030. 

Increase in the number of workover operations by 46.8 

thousand in 2018-2030 will be primarily supported by 

a quantitative growth in Western Siberia (+30 thousand 

operations), the Volga-Ural region (+6.8 thousand) and 

Eastern Siberia (+5.8 thousand). 

In 2030, Western Siberia and the Volga-Ural region will 

account for 85% in the overall structure of the workover 

market, with its share in the Russian oil well stock at the 

level of 92% (62% and 30%, respectively). 

The number of workover operations per production well 

will still be the highest in Eastern Siberia - 1.37 per well, 

and the lowest in the Volga-Ural region - 0.41 per well. This 

differentiation is due to the different age of the producing 

fields. In Eastern Siberia workover operations are carried 

out for changing the type of existing wells and 

stimulation of new wells. In the Volga-Ural region the 

oldest wells are liquidated. 

In monetary terms, by 2030, the workover market will 

grow by 171% up to 436.6 billion rubles. The forecast of 

workover market volume takes into account inflation in 

2019-2030, which, according to the forecasts from the 

Ministry of Economic Development, will be within 4% per 

year. In this regard, the growth of the workover market 

in 2019-2030 in the amount of 275.3 billion rubles will 



69


этот показатель достигнет уровня в 116,9 тыс. единиц, 

что на 67% больше, чем в 2018 году. Сокращение 

темпов роста объемов КРС обусловлено снижением 

объемов бурения, а также зарезки боковых стволов и 

ГРП. 

К 2025 году ожидается, что многие крупные зрелые 

месторождения будут выработаны, и операторы будут 

сконцентрированы на более мелких залежах, что 

скажется на темпах прироста рынка КРС. 

Число проводимых операций КРС будет расти 

быстрее увеличения числа скважин. Так при 

увеличении количества операций КРС в 2018-2030 

годах на 67% число скважин, дающих продукцию, 

увеличится на 20%, до 184 тыс. единиц. Таким 

образом число операций КРС в расчете на одну 

нефтяную скважину, дающую продукцию, возрастет с 

0,46 в 2018 году до 0,64 в 2030 году. 

В региональном разрезе наибольшее число операций 

КРС в 2030 году по-прежнему будет приходиться на 

Западную Сибирь (66,4% от общего числа операций в 

стране) и Волго-Урал (19,3%). 

Увеличение числа операций КРС на 46,8 тыс. 

единиц в 2018-2030 гг. в наибольшей степени будет 

обеспечено за счет их количественного роста в 

Западной Сибири (+30 тыс. операций), Волго-Урале 

(+6,8 тыс.) и Восточной Сибири (+5,8 тыс.). 

В общей структуре рынка КРС в 2030 году Западная 

Сибирь и Волго-Урал суммарно обеспечат 85% 

рынка, при их доле в российском фонде нефтяных 

скважин в 92% (62% и 30% соответственно). 

В расчете на одну скважину, дающую продукцию, 

число операций КРС по-прежнему будет 

максимальным в Восточной Сибири – 1,37 операций 

на скважину, а минимальным – в Волго-Урале – 0,41 

операций на скважину. Такая дифференциация 

обусловлена разным возрастом эксплуатируемых 

месторождений – на разбуриваемых залежах в 

Восточной Сибири необходимо проводить операции 

КРС для перевода скважин на использование 

по другому назначению и для освоения вновь 

пробуренных скважин, а в Волго-Урале наиболее 

старые скважины ликвидируются. 

В денежном выражении рынок КРС к 2030 году 

вырастет на 171% до 436,6 млрд руб. В прогнозе 

объема рынка КРС учтена инфляция в 2019- 

2030 гг., которая окажется, согласно прогнозам 

Минэкономразвития, в пределах 4% в год. В связи 

с этим, рост объема рынка КРС в 2019-2030 гг. в 

объеме 275,3 млрд руб. преимущественно обусловлен 

primarily be due to the increase in the number of operations 

(by 174.7 billion rubles). The increase in the cost of 

workover makes a slightly less significant contribution to the 

growth of the workover market – by 100.5 billion rubles. 

In regional terms, all regional segments of the market will 

continue to grow, while the dominating positions of West 

Siberia (72%) and Volga-Ural region (12%) segments will 

remain unchanged. In 2019-2030, Western Siberia will 

make the greatest contribution to the growth of the Russian 

workover market, increasing the volume of this regional 

segment by 193.7 billion rubles. The growth of regional 

segments of the Russian workover market will occur mainly 

due to the increase in the number of operations, rather than 

due to the increase in the cost of services. 

In regional terms, in 2030, the cost of workover operation 

will reach 3.75 million rubles on average in Russia. The 

average increase in the cost of workover operations in 

2018-2030 will be 62.3%. 

The development of the coiled tubing market is presented 

as follows. The following factors and indicators were taken 

into account when making the forecast of coiled tubing 

market forecast: 

• fracturing and multistage fracturing market forecast in r 

egional terms; 

• workover market forecast by workover type in 

regional terms; 

• drilling market forecast; 

• sidetracking market forecast; 

• expert estimates of CT utilization in fracturing/multistage 

fracturing operations; 

• expert estimates of CT utilization by CT operation type 

and by oil and gas region; 

• dynamics of total and specific effects of fracturing 

and sidetracking; 

• forecast dynamics of the specific share of horizontal 

drilling in the total drilling volume; 

• evaluation of production rates of horizontal wells; 

• evaluation of the length of horizontal sections; 

• the impact of sanctions on equipment availability in 

service companies and the financial status of coiled 

tubing customers; 

• estimated cost of coiled tubing operations in various 

oilfield service segments; 

• official government forecasts of social and economic 

development of Russia in the mid-term; 

• forecasts from industry experts regarding technological 

development of the coiled tubing market. 

RPI’s research has shown that in the mid-term the demand 

for coiled tubing services in Russia will continue to grow 

due to the increasing rate of commissioning of horizontal 

wells and the increasing use of fracturing, multistage 

fracturing and workover operations. A stable demand for 

70 



WELL WORKOVER 

увеличением роста числа операций (на 174,7 

млрд руб.). Рост стоимости КРС дает чуть менее 

существенный вклад в рост рынка КРС – на 100,5 

млрд руб. 

В региональном разрезе продолжится увеличение 

всех региональных сегментов рынка при сохранении 

доминирующего положения сегментов Западной 

Сибири (72%) и Волго-Урала (12%). В 2019-2030 гг. 

Западная Сибирь внесет наибольший вклад в рост 

российского рынка КРС, увеличив объем этого 

регионального сегмента на 193,7 млрд руб. Рост 

региональных сегментов российского рынка КРС 

произойдет в основном по причине увеличения 

количества операций, нежели благодаря росту 

стоимости услуг. 

В региональном разрезе в 2030 году стоимость 

операции КРС достигнет 3,75 млн руб. в среднем по 

России. Средний прирост стоимости операции КРС в 

2018-2030 гг. составит 62,3%. 

Развитие рынка колтюбинговых операций 

представляется следующим образом. При 

составлении прогноза операций колтюбинга 

учитывались следующие факторы и показатели: 

• прогноз рынка ГРП и МГРП в разрезе регионов; 

• прогноз рынка КРС по видам КРС в разрезе 


• прогноз рынка бурения; 

• прогноз рынка ЗБС; 


при проведении операций ГРП/МГРП; 


по видам операций КРС в разрезе нефтегазовых 


• динамика суммарных и удельных эффектов от ГРП 

и ЗБС; 

• прогнозная динамика удельной доли 

горизонтального бурения в общем объеме бурения; 

• оценки дебитов горизонтальных скважин; 

• оценки по длине горизонтальных участков скважин; 

• влияние санкций на технологическую оснащенность 

сервисных компаний и финансовое состояние 

заказчиков колтюбинговых работ; 

• оценочная стоимость операций с ГНКТ в различных 

нефтесервисных сегментах; 

• официальные правительственные прогнозы 

социально-экономического развития России на 

среднесрочный период; 

• прогнозы отраслевых экспертов, касающиеся 

технологического развития рынка колтюбинга. 

Как показало проведенное RPI исследование, 

в среднесрочной перспективе спрос на услуги 

колтюбинга в России продолжит возрастать, что 

coiled tubing operations will be supported by the obvious 

advantages: 

• reduced workover time due to the fact that coiled tubing 

operation is performed without killing the well; 

• reduced negative impact on the reservoir; 

• improved well control; 

• ability for underbalanced drilling. 

As a result, by 2030, the number of coiled tubing operations 

will increase by 166% to 58.2 thousand operations. 

The increase in the number of operations up to 2025 

at an average annual rate of 7.6% will be due to the 

commissioning of large fields in the Bolshekhetskaya basin, 

Evenkiya region and in the south of the Yamal Peninsula. 

Over the period from 2025 to 2030, the number of coiled 

tubing operations will increase by 10.1% annually. This is 

due to deterioration of the production well stock, where 

more workovers and other methods of enhanced oil 

recovery using coiled tubing will be carried out to increase 

and maintain production rates. There will be an increase in 

the number of sidetracking operations. As for stimulation of 

new vertical and directional wells, there will be less demand 

for coiled tubing operations due to a higher demand for 

horizontal drilling as compared to vertical drilling. 

In the mid-term, there will be significant changes in the 

coiled tubing market structure. High-cost market growth 

is expected due to the growth of the number of CT drilling 

operations (sidetracking and pay zone penetration), 

multistage fracturing, etc. Increase in horizontal drilling 

volume will lead to an increase in the number of well 

stimulation and coiled tubing logging operations. This will 

also lead to the application of new CT-conveyed EOR 

technologies. 

In 2019-2030, the largest growth of coiled tubing 

operations will be observed in Western Siberia and the 

Volga-Ural region, primarily for well stimulation after 

fracturing, multistage fracturing, bottomhole treatment, 

drilling of horizontal wells and sidetracking. CT operations 

during drilling will be most in-demand in Eastern Siberia. 

The coiled tubing market has significant potential for growth 

by 2030: by 248% in money terms. The average annual 

growth rate in money terms will be 11.0%. This is due to 

the increase in the number and cost of certain operations 

caused by the increase in technological complexity. 

We expect that the emergence of coiled tubing manufacturing 

in Russia will prevent the cost of coiled tubing operations 

(primarily coiled tubing workover) from rising, which will make 

coiled tubing workover operations more competitive than 

conventional coiled tubing operations. 

The most expensive operations will be fracturing and 

multistage fracturing using coiled tubing. In some cases, 



71


связано с увеличением ввода горизонтальных 

скважин, ростом использования ГРП и МГРП, 

а также операций КРС. Постоянный спрос на 

операции с ГНКТ поддержится за счет очевидных 

преимуществ в использовании ГНКТ: 

• сокращения времени проведения операций КРС в 

связи с тем, что колтюбинг выполняется без 

глушения скважины; 

• снижения негативного воздействия на пласт; 

• улучшенного контроля скважин; 

• возможности бурения на депрессии. 

В результате к 2030 году количество операций 

колтюбинга вырастет на 166% до 58,2 тыс. единиц. 

Рост количества операций со среднегодовым 

темпом на уровне 7,6% до 2025 года окажется 

связанным с вводом крупных месторождений 

в Большехетской впадине, Эвенкии и на юге 

полуострова Ямал. В период 2025-2030 гг. 

количество операций колтюбинга ежегодно 

будет возрастать на 10,1%. Это обусловлено 

устареванием фонда действующих скважин, 

для повышения и поддержания дебитов на 

которых будет проводится большее количество 

ремонтных работ (КРС) и иных методов повышения 

нефтеотдачи пласта с применением ГНКТ, в 

частности увеличение числа операций ЗБС. В 

меньшей степени операции колтюбинга будут 

востребованы при освоении новых вертикальных 

и наклонно-направленных скважин. Это 

обусловлено более высокой потребностью 

компаний в горизонтальном бурении в сравнении с 

вертикальным. 

В среднесрочной перспективе произойдут 

значительные изменения структуры рынка 

колтюбинга. Ожидается рост «high-cost» сегмента, 

что будет связано с ростом операций бурения 

с ГНКТ (бурение боковых стволов и вскрытие 

продуктивного пласта), сопровождением 

многостадийных ГРП и пр. Увеличение объемов 

горизонтального бурения повлечет за собой 

рост числа операций при освоении скважин, 

геофизических исследований на колтюбинге, 

а также применение новых технологий ПНП, 

проведение которых обязательно сопровождается 

использованием «гибкой трубы». 

В 2019-2030 гг. наибольший рост операций 

колтюбинга будет наблюдаться в Западной Сибири 

и Волга-Урале, в основном при освоении скважин 

после ГРП, проведении МГРП, ОПЗ, строительстве 

горизонтальных скважин и ЗБС. В Восточной 

Сибири более востребованы окажутся операции с 

the cost of coiled tubing service will exceed 20 

million rubles per operation. Coiled tubing drilling and 

sidetracking operations in total will account for 11.2% 

of the coiled tubing market by 2030 due to the small 

number of these operations and high costs. 

However, there is another driver that can further 

stimulate the market. This is the presence of more than 

20,000 of temporarily abandoned wells that require 

workover. However, commissioning of these wells is 

possible only in case of changes in the tax system that 

will make it profitable. The advantage of using CT in 

the above-mentioned case is the ability to penetrate 

reservoir by underbalanced drilling using a preventor, 

which will have a positive effect on the efficiency of 

operations. 

Changes in the tax system until 2030 will give the 

coiled tubing market an additional growth potential, 

both in physical and monetary terms, in the range of 

5-9% of its total volume in physical terms, which can 

be implemented by commissioning of temporarily 

abandoned wells. 

In this case, this segment will become a large 

promising niche for coiled tubing. However, since 

there is a great deal of dependence on government 

policy and a large set of uncertainties, this scenario is 

considered as an addition to the market forecast. 

Analytical reports «Russian Well Workover Market» and 

«Russian Coiled Tubing Market» are issued by RPI. If 

you have questions related to the article and the report, 

please contact us by phone: +7(495) 5025433, +7 

(495)7789332, e-mail: research@rpi-research.com 

www.rpi-consult.ru 

ГНКТ при проведении буровых работ. 

Рынок колтюбинга обладает значительным 

потенциалом роста к 2030 году: на 248% в 

денежном выражении, при этом среднегодовой 

темп роста рынка в денежном выражении составит 

11,0%. Он обусловлен увеличением количества 

операций, себестоимости отдельных операций в 

связи с повышением технологической сложности. 

В связи с появлением российского производства 

гибких труб, мы ожидаем сдерживания 

стоимости операций, в первую очередь КРС 

с ГНКТ, что позволит сделать колтюбинг при 

КРС более конкурентоспособным в сравнении с 

традиционными операциями КРС. 

72 



WELL WORKOVER 

Самые дорогие операции – МГРП и ГРП с 

использованием ГНКТ, где стоимость сервиса 

ГНКТ в отдельных случаях превысят 20 млн руб. за 

операцию. Бурение и ЗБС с использованием ГНКТ 

будут занимать суммарно 11,2% рынка колтюбинга 

к 2030 году из-за небольшого количества данных 

операций и высокой стоимости. 

Но есть еще момент, который сможет 

дополнительно стимулировать динамику рынка. Это 

наличие более, чем 20 тыс. законсервированных 

скважин, требующих КРС. Однако их ввод в 

эксплуатацию возможен лишь в случае изменений 

налоговой системы, которые сделают их 

рентабельными. Преимущество применения ГНКТ в 

вышеуказанном случае заключается в возможности 

вскрытия пласта на депрессии при встроенном 

превенторе, что положительно повлияет на 

эффективность операций. 

его общего объема в физическом выражении, 

который может быть реализован за счет вывода из 

консервации скважин эксплуатационного фонда. 

При рассмотренном сценарии соответствующий 

сегмент станет большой перспективной нишей для 

колтюбинга. Но поскольку существует большая 

зависимость от государственной политики и 

большого набора неопределенных факторов, его 

мы выделяем как дополнение к прогнозному рынку 

операций. 

Аналитические отчёты «Российский рынок 

капитального ремонта скважин» и «Российский рынок 

колтюбинга» выпущены компанией RPI. По вопросам, 

связанным со статьёй и отчётом, обращайтесь по 

телефонам: +7(495) 5025433, +7 (495)7789332, 

e-mail: research@rpi-research.com. 

www.rpi-consult.ru 

В случае изменения налоговой системы в период до 

2030 года рынок колтюбинга имеет дополнительный 

потенциал роста, как в физическом, так и в 

денежном выражении в диапазоне 5-9% от 



73

РАЗВЕДКА 

Д.А. Астафьев, А.В. Толстиков, Л.А. Наумова, М.Ю. Кабалин 

ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., 

Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 

5537, вл. 15, стр. 1 

D. A. Astafyev, A. V. Tolstikov, L. A. Naumova, M. Yu. Kabalin 

Gazprom VNIIGAZ LLC, Proyektiruyemyy pr-d # 5537, vl. 15, str. 1, s/p 

Razvilkovskoye, pos. Razvilka, Leninsky District, 142717, Moscow Oblast, 

Russian Federation 

Перспективные направления 

газонефтепоисковых работ на морском 

шельфе России в ХХI веке 

Russian Offshore 

Promising Oil & Gas Exploration Areas 

H 

есмотря на ускоряющееся развитие технологий 

использования различных альтернативных 

источников энергии, в мире в настоящее время 

наблюдается рост потребности в углеводородном 

(УВ) сырье [1, 2], что влечет за собой необходимость 

расширенного восполнения его запасов. В России 

это осуществимо в течение следующих двухчетырех 

десятилетий (на протяжении 2020-2060-х гг.) 

[3], но только за счет эффективного освоения 

ресурсов УВ как на суше, так и на шельфе, прежде 

всего в наиболее перспективных арктических и 

дальневосточных морях [4, 5]. 

Согласно уточненным результатам количественной 

оценки ресурсов УВ в 2012 г. установлено, что на 

шельфах морей России сосредоточены запасы 

природного газа, конденсата, нефти и растворенного 

газа в объеме более 122 млрд т у.т. 1 (извл.) (табл. 1). 

D 

espite the accelerating technological developments 

enabling the use of various alternative energy sources, 

the world is currently facing an increased demand for 

hydrocarbon (HC) supplies [1, 2], hence the need for reserve 

replacement. This is certainly possible in Russia over the next 

two to four decades (2020–2060s) [3], but only by leveraging 

the efficiency of HC resource development in onshore as well 

as offshore areas, primarily in the most promising Arctic and 

Far-Eastern waters [4, 5]. 

According to the updated results of HC resources performed 

in 2012, it was established that the natural gas, condensate, 

oil, and dissolved gas reserves concentrated along the 

continental shelf of Russia amount to more than 122 GtC 1 

(recoverable) (Table 1). 

The HC resources found in offshore areas, except for 

those located in the Baltic Sea and, possibly, the Black 

1 

Здесь и далее у.т. – «условного топлива» 

1 

Both here and below, “tce” means tonne(s) of coal equivalent. 



EXPLORATION 

В УВ-ресурсах морских акваторий, за исключением 

Балтийского и, возможно, Черного морей, 

преобладает газ. В настоящее время в ведении ПАО 

«Газпром» находятся морские лицензионные участки 

(ЛУ) на шельфе в акваториях Баренцева (включая 

печорский шельф), Карского (в том числе Обская и 

Тазовская губы), Охотского, Восточно-Сибирского, 

Каспийского и Азовского морей. По состоянию на 

01.09.2017 Группе «Газпром» принадлежат лицензии 

на 41 участок, среди которых: 

• 26 участков оформлены непосредственно на ПАО 

«Газпром», в том числе в Баренцевом море – 7; 

Карском море – 13; Тазовской губе – 2 и на шельфе 

о. Сахалин в Охотском море – 4; 

• 6 участков оформлены на дочерние (100%-ные) 

общества ПАО «Газпром», в том числе пять в 

Обской и Тазовской губах – Северо- 

Каменномысский, Каменномысское-море, 

Чугорьяхинский, Обский, Семаковский (ООО 

«Газпром добыча Ямбург», в настоящее время 

последний участок принадлежит ООО 

«РусГазАльянс»), а также Бейсугский участок в 

Азовском море (ООО «Газпром добыча Краснодар»); 

Sea, are predominantly gas. At present, Gazprom PJSC 

controls offshore license blocks (LB) located on and off 

the shelf of the Barents (including Pechora shelf), Kara 

(including the Gulf of Ob and the Taz Estuary), Okhotsk, 

East Siberian, Caspian, and Azov seas. As of September 

1, 2017, Gazprom Group holds licenses for 41 blocks, out 

of which: 

• 26 blocks were registered directly under Gazprom 

PJSC, including 7 in the Barents Sea; 13 in the Kara 

Sea; 2 in the Taz Estuary, and 4 on the shelf of Sakhalin 

in the Sea of Okhotsk; 

• 6 blocks were registered under subsidiaries (wholly 

owned companies) of Gazprom PJSC, including 

five in the Gulf of Ob and the Taz Estuary – Severo- 

Kamennomysskiy, Kamennomysskoye-more, 

Chugoryakhinskiy, Obskiy, Semakovskiy (Gazprom 

Dobycha Yamburg LLC, the last one of the five currently 

belonging to RusGazAlyans LLC) – plus the Beysugskiy 

block in the Sea of Azov (Gazprom Dobycha 

Krasnodar LLC); 

• 6 blocks belong to Gazprom Neft PJSC, including the 

Kheysovskiy block in the Barents Sea (Gazpromneft- 

Sakhalin LLC), Severo-Zapadnyy block on the Pechora 

Море 

Sea 

Ожидаемое 

соотношение фаз 

УВ (газ:жидкость) 

Expected HC phase 

ratio (gas:liquid) 

Запасы газа / запасы нефти 

и конденсата (извл.) 

Gas reserves / oil reserves 

Q + НСР, % кат. A+B+C 1 

кат. B 2 

+C 2 

Q + Cat. A + B + C 1 

Cat. B 2 

+ C 2 

НСР газа / НСР 

нефти и конденсата 

(извл.) 

Gas ITR / Oil and 

condensate ITR (recov.) 

Разведанность / 

НСР, % 

Exploration 

maturity / ITR, % 

Карское с губами 

Kara Sea with its bays 

8:1 

3118,0 / 25,0 

2496,0 / 166,0 

54914,0 / 7483,0 

5,6 / 0,3 

Баренцево с печорским 

шельфом Barents Sea with 

the Pechora shelf 

7:1 

4196,0 / 184,0 

613,0 / 323,0 

33442,0 / 5024,0 

12,5 / 3,6 

Лаптевых 

Laptev Sea 

3:2 

0 / 0 

0 / 0 

2383 / 1738 

0 / 0 

Восточно-Сибирское 

East Siberian Sea 

3:2 

0 / 0 

0 / 0 

3519 / 2064 

0 / 0 

Чукотское 

Chukchi Sea 

3:2 

0 / 0 

0 / 0 

2123 / 1212 

0 / 0 

Охотское 

Sea of Okhotsk 

3:1 

1733,0 / 467,0 

295,0 / 107,0 

7243,0 / 2076,0 

24,0 / 22,5 

Берингово 

Bering Sea 

7:3 

0 / 0 

0 / 0 

633 / 285 

0 / 0 

Японское 

Sea of Japan 

7:3 

3,8 / 0 

0,8 / 0 

348,6 / 152,7 

1,1 / 0 

Каспийское 

Caspian Sea 

7:3 

410,4 / 242,3 

335,4 / 160,4 

2921,5 / 1276,1 

14,0 / 18,9 

Черное 

Black Sea 

3:7 

0 / 0 

0 / 0 

415 / 895 

0 / 0 

Азовское 

Sea of Azov 

7:3 

14,0 / 0,7 

11,0 / 1,7 

338,0 / 159,4 

4,1 / 0,4 

Балтийское 

Baltic Sea 

1:10 

0,5 / 16,8 

0,4 / 15,3 

9,4 / 56,6 

5,3 / 29,7 

Примечание. Данные представлены без учета морей Тихого океана. Note: The data shown here do not include the seas of the Pacific Ocean 

Таблица 1: Ресурсная база недр морей России, млрд м3 (газ сухой и растворенный), млн т (нефть и конденсат): НСР – начальные 

суммарные ресурсы, Q – накопленная добыча 

Table 1: The subsoil resource potential of Russia’s offshore territories, Gcm (gas, dry and dissolved), Mt (oil and condensate): ITR – initial total 

resources, Q – cumulative production 



75


• 6 участков принадлежат ПАО «Газпром нефть», 

в том числе: в Баренцевом море – Хейсовский 

(ООО «Газпромнефть-Сахалин»), на печорском 

шельфе – Северо-Западный, а также Долгинское 

и Приразломное месторождения, в Охотском 

море на шельфе о. Сахалин – Аяшский, в Восточно- 

Сибирском море – Северо-Врангелевский (ООО 

«Газпромнефть-Сахалин»); 

• 3 участка принадлежат совместным предприятиям 

с участием ПАО «Газпром»: Центральный – в 

Каспийском море, а также Пильтун-Астохский и 

Лунский (проект «Сахалин-2»). 

С учетом расположения открытых месторождений 

УВ и новых выявленных газонефтеперспективных 

структур, а также создающейся морской и наземной 

инфраструктуры для освоения УВ-потенциала 

формирующихся морских центров газонефтедобычи 

в ХХI в. целесообразно сгруппировать ЛУ, а также 

расположенные в их пределах месторождения УВ и 

газонефтеперспективные структуры в определенные 

кластеры, в рамках которых не только будут 

оптимально продолжены поисковоразведочные 

работы (ПРР) для обеспечения будущей добычи УВ, но 

и предстоит создание нефтегазоперерабатывающих 

мощностей, направленных на сокращение сроков 

подготовки месторождений к вводу в разработку 

разведанных запасов газа и жидких УВ. Такие 

кластеры в сложных природно-климатических 

условиях Арктики позволят диверсифицировать 

экономику и получить мультипликативный эффект 

для развития инфраструктуры арктических и 

дальневосточных регионов [6]. Примерами создания 

подобных кластеров являются Норильский и 

Сахалинский. При этом можно рассчитывать на 

снижение капитальных и эксплуатационных затрат 

на 10…15 % и увеличение конечной нефтеотдачи 

на 5…10 % [7]. Кроме того, назрела необходимость 

координации инвестиционных проектов в Арктике 

в целях повышения эффективности расходования 

средств и достижения мультипликативного эффекта. 

Регион Баренцева моря 

По состоянию на 01.07.2018 ПАО «Газпром» на 

баренцевоморском шельфе владеет лицензиями 

на 11 ЛУ (рис. 1), включая 3 участка на печорском 

шельфе. 

В Баренцевом море на ресурсной базе 

Штокмановского, Лудловского и Ледового 

месторождений формируется кластер, включающий 

еще и ряд прогнозируемых месторождений 

преимущественно газа в пределах расположенных 

в 130...140 км западнее Штокмановско-Лудловской 

зоны ЛУ – Демидовского, Ферсмановского и 

Медвежьего. 


shelf, and two more blocks in the Dolginskoye and 

Prirazlomnoye fields, namely, the Ayashskiy block in the 

Sea of Okhotsk on the shelf of Sakhalin and the Severo- 

Vrangelevskiy block in the East Siberian Sea 

(Gazpromneft-Sakhalin LLC); 

• 3 blocks belong to joint ventures in which Gazprom 

PJSC participates: the Tsentralnyy block in the Caspian 

Sea as well as the Piltun-Astokhskiy and Lunskiy blocks 

(Project Sakhalin-2). 

Considering the geography of the fields, the newly 

identified structures with good prospects of hydrocarbons, 

and both the on/offshore infrastructure being developed 

for tapping into the HC potential of the emerging offshore 

gas and oil hubs in the XXI century - it makes sense to 

group the LBs, HC fields and gas-and-oil-promising 

structures found within their boundaries into ‘clusters´. 

These will serve as a practical framework not only for 

optimizing further advancements in prospecting and 

exploration operations (P&E), but also for launching new 

projects within the oil and gas processing sector aimed 

at shortening the lead times taken to prepare the field 

for the development of known reserves. In the harsh 

climatic conditions of the Arctic, such clusters will help 

diversify the economy and achieve a multiplier effect for 

the development of infrastructure within the Arctic and Far 

Eastern regions [6]. 

The Norilsk and Sakhalin clusters are two examples of 

such cluster building projects. Among other things, they 

promise a 10–15% reduction in capital and operating 

expenses and a 5–10% increase in ultimate oil recovery 

[7]. Also, there is a need for improving coordination among 

the investment projects deployed in the Arctic to boost 

spending efficiency and achieve a multiplier effect. 

Barents Sea Region 

As of July 1, 2018, Gazprom PJSC holds licenses for 11 

LBs located on the Barents Sea shelf (Fig. 1), including 3 

blocks on the Pechora shelf. 

This cluster’s total category C 1 

+ C 2 

gas reserves amount 

to 4.9 Tcm and its total condensate reserves stand at 

70.3/62.4 Mt (geological/recoverable), out of which more 

than 3.9 Tcm of gas (81%) and 62.9/56.1 Mt (geol./ 

recov.) of condensate are contained in the deposits 

of the Shtokman field. The gas resources found in the 

Ludlow field, including the West-Ludlow and East-Ludlow 

structures, and in the Ledovoye field stand at 659.8 

Gcm. Condensate resources – 5.9/5.0 Mt (geol./recov.) 

– are contained in the Ledovoye field only. The potential 

and localized gas resources of the Demidovskoye, 

Fersmanovskoye, and Medvezhye projected fields are 

estimated at 3.2 Tcm and their condensate resources are 

estimated to be 44.1/37.7 Mt (geol./recov.). However, it 

should be noted that, after detailed seismic surveying, 


х 

EXPLORATION 

Запасы газа по кат. 

С 1 

+С 2 

этого кластера 

составляют 4,9 трлн м 3 , 

конденсата – 70,3/62,4 

млн т (геол./извл.), 

при этом более 3,9 

трлн м 3 газа (81 %) и 

62,9/56,1 млн т (геол./ 

извл.) конденсата 

содержатся в залежах 

Штокмановского 

месторождения. 

Ресурсы газа в 

Лудловском, включая 

Западно-Лудловскую, 

Восточно-Лудловскую 

структуры, и Ледовом 

месторождениях 

составляют 659,8 млрд 

м 3 . Ресурсы конденсата 

– 5,9/5,0 млн т (геол./ 

извл.) – содержатся 

только в Ледовом 

месторождении. 

Перспективные и 

локализованные 

ресурсы газа 

Демидовского, 

Ферсмановского 

и Медвежьего 

прогнозируемых 

месторождений 

оцениваются в 3,2 

трлн м 3 , конденсата 

– в 44,1/37,7 млн 

т (геол./извл.). Но 

следует отметить, что 

после детализации 

сейсморазведкой 

локализованные 

ресурсы УВ могут 

существенно измениться 

в связи с уточнением 

размеров, амплитуды и 

морфологии локальных 

структур. 

68° 

Белая 

Belaya 

линия разграничения 

морских пространств между 

РФ и Норвегией 

Maritime demarcation line between 

the Russian Federation and Norway 

структуры structures 

Месторождения / Fields: 

газовые gas 

газоконденсатные 

gas condensate 

нефтегазовые oil and gas 

нефтегазоконденсатные 

oil and gas condensate 

нефтяные oil 

Медвежий ЛУ, в том числе: 

Medvezhiy LBs, including those licensed to: 

Группы Газпром Gazprom Group entities 

ПАО «Газпром» Gazprom PJSC 

76° 

ООО «Газпромнефть-Сахалин» 

Gazpromneft-Sakhalin LLC 

ООО «Газпром нефть шельф» 

Gazprom Neft Shelf LLC 

пр. недропользователи: 

other subsoil users: 

Рыбачинская 

Другой кластер может быть сформирован на основе 

группы прогнозируемых месторождений в пределах 

Хейсовского ЛУ, расположенного вблизи северного 

окончания о. Новая Земля. Геологические ресурсы 

по пяти наиболее крупным газонефтеперспективным 

структурам (Тегетгофской-1, Тегетгофской-2, 

Желанинской-1, Тегетгофской-2/1 и Северо- 

Желанинской-1) здесь могут составить до 1,3 млрд т 

нефтяного эквивалента. 

Безымянная № 11 

Надеждинская 

Северная-1 

Северная 

Крайняя 

Шатского 

Средняя 

Белая 

Вернадского 

Медвежий 

Арктическая 

Персеевская 

Андреевская 

Харловская Гремихинская 

Б а р е н ц е в о 

Ахматовская 

Сев.-Мурманская 

Кольский-1 

Мурманск 

М у р м а н с к а я 

о б л а с т ь 

Сев.-Кильдинское 



Персеевский 

Мурманское 

арх. 

м о р е 

п-ов Канин 

Белое море 

36° 48° 

З 

е 

м 

л 

я 

Ф 

р 

анц 

а 

-И 

Лунинская 

с 

о 

Трубятчинского 

Пахтусовская 

Литке 

Зап.-Приновоземельский 

Зап.-Новоземельская 

Междушарская 

Папанинская 

Северо-Варнекская 

Глубокая 

Панкратьева 

Хейсовский 

Варнекский 

Иностранцева 

Бледная 

б/н 

б/н б/н 

Куренцовская 

Логиновская 

Сев.-Западный 

Рахмановская 

б/н 

Долгинское Приразломный 

Печороморская-1 

Зап.-Матвеевская 

Долгинский 

Приразломное 

Сев.-Поморская 

б/н 

Алексеевская 

Сев.-Гуляевское 

Паханческая 

о. Колгуев Поморское 

ч 

е 

П 

и 

the quantities of localized HC resources may change 

significantly as we gain more refined data about the size, 

closure, and morphology parameters of local structures. 

Yet another cluster may be formed around a group 

of projected fields within the Kheysovskiy LB, located 

near the northern extremity of Novaya Zemlya. The 

geological resources across the five largest gas-and-oilpromising 

structures (Tegetgofskaya-1, Tegetgofskaya-2, 

Zhelaninskaya-1, Tegetgofskaya-2/1, and Severo- 

Zhelaninskaya-1) may amount to as much 

а 

ф 

Альбановский 

Орловская 

Свод 

ПАО «НК «Роснефть» 

Маловицкого 

Медвежья 

Адмиралтейская 

Центр.- 

Rosneft Oil Company PJSC 

Баренц. 

ОАО «Севернефтегаз» 

Лудловское Вост.-Крестовая 

Severneftegaz OJSC 

ЗАО «Арктикшельфнефтегаз» 

Крестовая 

Arktikshelfneftegaz CJSC 

Ферсмановская 

Лудловский 

Кластеры газонефтедобычи: 

Ферсмановский 

Сульменевская 

Gas and oil production clusters: 

Ледовое 

а б 

а – 1-я очередь, б – 2-я очередь 

Демидовская 

Демидовский Ледовый 

а b 

а – 1st stage, b – 2nd stage 

Сев.-Штокмановская 

Штокмановское 

0 100 200 км 

Бритвинская 

KM Северная 

GK-8 

Зап. часть Штокмановский 

Сводовая 

Митюшихинская 

Штокмановского 

72° 

Западная 

Восточная 

Туломская 

Гусиноземельский 

Безымянная 

Дмитриевская 

Кольская Федынский Южная 

Юж.-Туломская 

Терская 

Териберская 

Октябрьская 

Варяжская 

Гусиноземельская 

Курчатовская 

Сев.-Надеждинская 

о 

р 

с 

к 

о 

е 

м 

я 

л 

м 

е 

З 

я 

а 

в 

о 

Н 

. 

р 

а 

Нарьян-Мар 

о 

р 

е 

б/н 

б/н 

б/н 

о. Вайгач 

Н е н е ц к и й А О 

Рис. 1: Обзорная карта размещения ЛУ в пределах Баренцева и Печорского морей 

Fig 1: Overview map showing the LB locations within the boundaries of the Barents and Pechora Seas 

72° 



77

с 

у 


Петровская 

72° 

Обручевская 

Амдерминский 

64° 

Невский 

Невская 

Обручевский 

Русановский 

Ленинградское 

Русановское 

Спортивная 

Ленинградский 

Южно- 

Крузенштернское 

Амдерминская 

Сев.- 

Харасавэйский 

Сев.-Шараповская 

Западно- 

Шараповский 

Северная 

Лутковская 

Зап.-Аквамариновый 

Аквамариновый 

Зап.- 

Шараповская Крузенштернморе 

Северная Severnaya Шкиперская 

структуры structures 

Шараповская 

Утреннее месторождения, в том числе: 

Utrenneye fields, including: 


газконденсатные 

gas condensate 

НГКМ OGCF 

Морской ЛУ, в том числе: 

Morskoy LBs, including those licensed to: 

ПАО «Газпром» Gazprom 

ПАО «Новатэк» Novatek 

пр. недропользователи 

other subsoil users 

газопровод + КС аэропорт 

gas pipeline + CS airport 

железная дорога railroad 

Кластеры газонефтедобычи: 

Gas and oil production clusters: 

а б в 

а – 1-я очередь, б – 2-я очередь, 

в – 3-я очередь Stages 1-3 

КС-1 «Байдарацкая» 

На печорском шельфе формируется также 

единый кластер на основе ресурсной базы уже 

разрабатываемого Приразломного нефтяного 

месторождения [по которому в настоящее время Q 

составляет 1,145 млн т нефти, запасы кат. С 1 

+С 2 

– 288,2/80,4 млн т (геол./извл.), ресурсы кат. D 0 

– 151,1/42,3 млн т (геол./ извл.)], находящегося в 

разведке Долгинского нефтяного месторождения 

[запасы кат. С 1 

+С 2 

– 274,7/82,4 млн т (геол./ 

извл.), ресурсы кат. D 0 

– 51,9/15,6 млн т (геол./ 

извл.)] и прогнозируемых месторождений УВ, 

связанных с нефтегазоперспективными структурами 

Междушарской, Костиношарской, Папанинской 

и Рахмановской в пределах Северо-Западного 

ЛУ. Геологические ресурсы кат. D л 

по указанным 

68° 

Харасавэй-море 

Харасавэйское 

Байдарацкое 

68° 

Сядорское 

Бованенковское 

Бованенково 

Бованенковский 

Зап.-Тамбейское 

Малыгинское 

Харасавэйский 

Юж.-Тамбейское 

Сев.-Бованенковское 

Зап.-Сеяхинское 

Крузенштернское Вост.-Бованенковское 

Белоостровский 

Скуратовская 

Зап.-Скуратовская 

Скуратовский 

Сев.-Ленинградская 

Морской 

Морская 

Сев.-Харасавэйская 

Крузенштернский 

Нярмейский 

Нярмейская 

Карское море 

Малыгинский 

Нерстинское 

Нейтинское 

о. Белый 

Верхнетиутейское 

Сев.- 

Тамбейское 

Зап.-Тамбейский 

Арктическое 

Среднеямальское 

Сеяха 

72° 

72° 

Тасийское 

Тасийский 

Сев.-Тамбейский 

Сеяхинский 

Рис. 2: Лицензионные участки в пределах Карского моря: КС – компрессорная станция 

Fig 2: License blocks within the Kara Sea: КС – compressor station 

а 

б 

я 

а 

к 

б 

О 

г 

Штормовое 

Утреннее 

Вост.-Бугорное 

Геофизическое 

Трехбугорное 

70° 

0 

КМ 

GK-13 50 100 км 

as 1.3 Gtoe. One more 

cluster is being pooled 

together on the Pechora 

shelf, drawing on the 

resource base of the 

Prirazlomnoye oil field, 

which is already under 

development [for which 

the current figures are as 

follows: Q – 1.145 Mt of 

oil, Cat. C 1 

+ C 2 

reserves 

– 288.2/80.4 Mt (geol./ 

recov.), Cat. D 0 

resources 

– 151.1/42.3 Mt (geol./ 

recov.)], the Dolginskoye 

oil field, which is under 

exploration [Cat. C 1 

+ C 2 

reserves – 274.7/82.4 

Mt (geol./recov.), Cat. D 0 

resources – 51.9/15.6 

Mt (geol./recov.)], and 

the projected HC fields 

associated with the 

Mezhdusharskaya, 

Kostinosharskaya, 

Papaninskaya, and 

Rakhmanovskaya oiland-gas- 

promising 

structures within the 

Severo-Zapadnyy LB. 

Cat. D L 

geological 

resources across these 

structures are estimated 

at 815.9 Mt of oil, out 

of which 244.8 Mt are 

recoverable resources. 

Kara Sea Region 

As of January 1, 2018, 

Gazprom PJSC holds 

licenses for 22 subsoil 

blocks on the Kara shelf 

(including the Gulf of Ob and the Taz Estuary waters), out 

of which 15 LBs with oil-and-gas-promising structures 

and HC fields cover the entire near-Yamal portion of 

the Kara shelf, stretching from Bely Island in the north 

almost all the way down to the Baydarata Bay in the 

south. Here, in the land-to-sea transition areas, two HC 

fields with unique reserve profiles – Kharasaveyskoye and 

Kruzenshternskoye (Fig. 2) – are in their final exploration 

phases. Onshore Yamal, there is yet another unique 

project, the Bovanenkovskoye oil and gas condensate 

field (OGCF), which is in the development phase. 

In the deep-water regions of the Kara Sea, 120 km away 

from the coastline, two HC fields – Leningradskoye 



Победа 

К 2 s 

К1al 

К 1 a 

К1nc 

J 

EXPLORATION 

структурам оцениваются в 815,9 млн т нефти, 

извлекаемые – в 244,8 млн т. 

Регион Карского моря 

По состоянию на 01.01.2018 ПАО «Газпром» на 

карском шельфе (в том числе в акватории Обской 

и Тазовской губ) владеет лицензиями на 22 участка 

недр, из них 15 ЛУ с нефтегазоперспективными 

структурами и месторождениями УВ охватывают 

всю приямальскую часть карского шельфа от о. 

Белый на севере почти до Байдарацкой губы на юге. 

Здесь в транзитных зонах суша-море завершается 

разведка уникальных по запасам газоконденсатных 

месторождений УВ – Харасавэйского и 

Крузенштернского (рис. 2), а на суше Ямала 

разрабатывается уникальное Бованенковское 

нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ). 

В акватории Карского моря в 120 км от берега еще в 

конце 1980-х гг. были открыты два предположительно 

уникальных по запасам УВ месторождения – 

Ленинградское и Русановское. В 2017 г. пробуренной 

поисковой скважиной существенно увеличены запасы 

Ленинградского газоконденсатного месторождения 

(ГКМ), оказавшегося, по всей видимости, значительно 

крупнее, чем прогнозировалось ранее. Важно и то, 

что все уникальные по запасам месторождения – 

Бованенковское, Крузенштернское, Харасавэйское, 

Ленинградское и Русановское – приурочены к единой 

and Rusanovskoye – allegedly possessing unique 

reserves were discovered as early as the late 1980s. In 

2017, a wildcat well drilled into the Leningradskoye gas 

condensate field (GCF) resulted in a significant upward 

revision to its reserves figures. This finding warrants a 

conclusion that the field may, in fact, be much larger than 

previously predicted. Another important point is that all the 

fields possessing unique reserves – Bovanenkovskoye, 

Kruzenshternskoye, Kharasaveyskoye, Leningradskoye, 

and Rusanovskoye – are confined to a well-defined 

elongated zone, stretching some 350km in length, 

which tectonically is a concatenation of exceptionally 

large megaswells – Nurminskiy, in the north-east, and 

Leningradsko-Rusanovskiy. The total length of these oil 

and gas accumulation zones that almost join each other 

where they meet – stretching from the Novoportovskoye 

field to the Rusanovskoye field – is greater than 700km (Fig. 3). 

Still further to the northeast, the Leningradsko- 

Rusanovskaya gas and oil accumulation zone joins with 

the Universitetsko-Vlasyevskaya gas and oil accumulation 

zone, within which, in 2015, the Pobeda OGCF (Rosneft 

Oil Company) discovered that it holds gas reserves of 

some 500 Gcm associated with Cenomanian, Albian, 

and Aptian rocks and oil reserves of some 130 Mt in the 

Jurassic complex. Considering the geographic distribution 

of the HC fields possessing unique reserves that have 

already been discovered in the Kara Sea and the adjacent 

areas onshore Yamal, as well as 

о. Новая 

Novaya 

Земля Zemlya 

I Б 

СЗ 

0 

0,5 

1,0 

1,5 

2,0 

2,5 

3,0 

3,5 

км 

- VIII - VII 

Г 

Г 

Н 

2346 м 

PZ 

Карское море 

Kara Sea 

Q 

P 1 

K2t-d 

K1al-K2s 

K1g-a 

K1b-g 

J 

5 

а 

- VI 

Границы: Boundaries: 

в 

Г, ГК, 

НГК 

б 

Новопортовское Паютовская 

-I - II - III -I V - V -I -I -II -III -IV 

Q 

-V -VI -VII -VIII -IX Novoportovskoye Payutovskaya 

2 1 ЮВ 

0 

P 1 

1 

2 

Г 

K t-d Г 

0,5 

2 

Г 3 

Г 

Г 

Г 

Г 

Г Г 

Г 

Г 

Г 

K1al-K2s 

Г 

1,0 

Г 

4 

} ГК 

Г 

Г 

ГК 

ГК 

Г 5 

Г 

Г 

Н НГК 

1,5 

Г 

ГК 

Г 

ГК 

ГК 

ГК 

ГК 

НГК 

НГК 

НГК 

ГК 

Г 

НГК 

ГК 

ГК 

K g-a 

15 

} 

1 

ГК 

ГК 

ГК 

ГК 

ГК ГК 

2,0 

6 ГК 

НГК 

НГК 

ГК 

НГК 

ГК 

ГК 

ГК 

ГК 

ГК 

ГК 

ГК 

16 

НГК 

Г 

} НГК 

1,12 2,5 

K b-g 

НГК 

ГК 

1 

0,85 Н 

7 

9 

PZ ГК 17 НГК 

J 

J 3 

>1,30 

8 8 

10 

Н 3,0 

1-2 9 

12 11 

ГК 

ГК 

T J 1-2 

1,25 

3300 

13 

ГК 

PZ 

3,5 

14 

PZ 

0 20 40 км 

км 

стратиграфические в осадочном чехле 

stratigraphic in the sedimentary cover 

стратиграфических несогласий 

stratigraphic unconformities 

залежи углеводородов (а – газовые, 

б – предполагаемые газовые, в – газоконденсатные) 

HC deposits (а – gas, б – expected gas, в – gas condensate) 

тип флюида (Г – газовый, ГК – газоконденсатный, 

НГК – нефтегазоконденсатный) 

fluid type (Г – gas, ГК – gas condensate, НГК – oil and gas condensate) 

а 

п-ов Ямал 

Yamal Peninsula 

1 

б 

скважины (а – пробуренные, б – рекомендуемые) 

wells (а – drilled W., б – recommended) 

свиты ( 1 – люлинворская, 2 – талицкая, 3 – ганькинская и кузнецовская, 4 – покурская, 

5 – ханты-мансийская,6 – танопчинская, 7 – мегионская (ахская), 8 – баженовская, 

9 – абалакская, 10 – малышевская, 11 – леонтьевская, 12 – вымская, 13 – лайдинская, 

14 – джангодская, 15 – яротинская, 16 – ново-портовская, 17 – тюменская) 

suites (1 – Lyulinvorskaya, 2 – Talitskaya, 3 – Gankinskaya and Kuznetsovskaya, 

4 – Pokurskaya, 5 – Khanty-Mansiyskaya, 6 – Tanopchinskaya, 7 – Megionskaya 

(Akhskaya), 8 – Bazhenovskaya, 9 – Abalakskaya, 10 – Malyshevskaya, 

11 – Leontyevskaya, 12 – Vymskaya, 13 – Laydinskaya, 14 – Dzhangodskaya, 

15 – Yarotinskaya, 16 – Novoportovskaya, 17 – Tyumenskaya) 

вода water 

I 

Рис. 3: Геологический профиль по линии Обская губа – Нурминский мегавал – Карское море – о. Новая Земля: 

Римскими цифрами обозначены месторождения и перспективные структуры На шельфе: М-1 – Русановская, М-II – Северо- 

Ленинградская, М-III – Ленинградская, М-IV – Северо-Харасавэйская, М-V – Харасавэй-море, M-VI – Западно-Русановская, M-VII 

– Университетская, M-VIII – Власьевская. На суше: I – Харасавэйское, II – Крузенштернское, III – Бованенковское, IV – Нерстинское, 

V – Нейтинское, VI – Арктическое, VII – Средне-Ямальское, VIII – Нурминское, IX – Малоямальское 

Fig 3: Geological profile along the Gulf of Ob – Nurminsky megaswell – Kara Sea – Novaya Zemlya line: Roman numerals denote HC 

fields and promising structures. On the shelf: M-I – Rusanovskaya, M-II – Severo-Leningradskaya, M-III – Leningradskaya, M-IV – Severo- 

Kharasaveyskaya, M-V – Kharasavey-more, M-VI – Zapadno-Rusanovskaya, M-VII – Universitetskaya, M-VIII – Vlasyevskaya. Onshore: 

I – Kharasaveyskoye, II – Kruzenshternskoe, III – Bovanenkovskoe, IV – Nerstinskoe, V – Neytinskoe, VI – Arkticheskoye, VII – Severo- 

Yamalskoye, VIII – Nurminskoye, IX – Maloyamalskoe. 



79


линейно вытянутой на 350 км зоне, в тектоническом 

отношении представляющей собой сочленение 

крупнейших мегавалов – Нурминского в северовосточной 

части и Ленинградско-Русановского. 

Общая протяженность этих почти сочлененных 

зон газонефтенакопления – от Новопортовского 

месторождения до Русановского – превышает 700 км 

(рис. 3). 

Еще далее на северо-восток Ленинградско- 

Русановская зона газонефтенакопления 

кулисообразно сочленяется с Университетско- 

Власьевской зоной газонефтенакопления, в пределах 

которой в 2015 г. обнаружено НГКМ Победа (НК 

«Роснефть») с запасами газа в сеноманских, 

альбских и аптских отложениях около 500 млрд 

м 3 и нефти в юрском комплексе около 130 

млн т. Учитывая особенности расположения 

уже открытых уникальных по запасам УВ 

месторождений на шельфе в Карском море и на 

прилегающей суше Ямала, а также создающиеся 

здесь же объекты береговой инфраструктуры, 

включая трубопроводы, железную дорогу, 

населенные пункты и т. д., первоочередной 

шельфовый кластер газонефтедобычи (назовем 

его Ленинградско-Русановским) здесь будет 

включать Крузенштернское, Харасавэйское-море, 

Ленинградское и Русановское месторождения УВ 

и близко расположенные к ним прогнозируемые 

месторождения на Северо-Ленинградской, Западно- 

Ленинградской, Спортивной, Невской, Западно- 

Невской, Морской, Северо-Шараповской и Южно- 

Крузенштернской структурах. 

Запасы газа по кат. С 1 

+С 2 

этого кластера составляют 

5,2 трлн м 3 , конденсата – 64,7/26,6 млн т (геол./извл.), 

при этом 4,8 трлн м 3 газа (91,9 %) и 43,8/40,3 млн т 

(геол./извл.) конденсата содержатся в залежах 

Крузенштернского, Ленинградского и Русановского 

месторождений. 

Ресурсы газа по кат. D 0 

и D л 

в открытых и 

прогнозируемых месторождениях этого кластера 

оцениваются в 4,2 и 0,8 трлн м 3 соответственно, всего 

– 5,0 трлн м 3 . Максимальные ресурсы газа связаны с 

Русановским и Ленинградским месторождениями – 

1,9 и 1,0 трлн м 3 соответственно. 

Ресурсы конденсата по кат. D 0 

и D л 



составляют 307,6/217,1 млн т и 88,0/61,9 млн т (геол./ 

извл.) соответственно, всего – 395,6/279,0 млн т 

(геол./извл.). 

Кластером газонефтедобычи второй очереди 

(Нярмейско-Скуратовский) по аналогичным 


the coastal infrastructure facilities being created here, 

including pipelines, railways, residential areas, etc., the 

first-stage offshore gas and oil production cluster to be 

formed here (let us call it Leningradsko-Rusanovskiy) will 

include the Kruzenshternskoye, Kharasaveyskoye-more, 

Leningradskoye, and Rusanovskoye HC fields and the 

projected fields located in their vicinity and associated with 

the Severo-Leningradskaya, Zapadno-Leningradskaya, 

Sportivnaya, Nevskaya, Zapadno-Nevskaya, Morskaya, 

Severo-Sharapovskaya, and Yuzhno-Kruzenshternskaya 

structures. 

This cluster’s total category C 1 

+ C 2 

gas reserves amount 

to 5.2 Tcm and its total condensate reserves stand at 

64.7/26.6 Mt (geol./recov.), out of which more than 4.8 Tcm 

of gas (91.9 %) and 43.8/40.3 Mt (geol./recov.) of 

condensate are contained in the deposits of the 

Kruzenshternskoye, Leningradskoye, and 

Rusanovskoye fields. 

Category D 0 

and D L 

gas resources in the discovered 

and projected fields of this cluster are estimated at 4.2 

and 0.8 Tcm, respectively, making up a total of 5.0 Tcm. 

The two fields with which the largest gas resources are 

Rusanovskoye and Leningradskoye – 1.9 and 1.0 Tcm, 

respectively. 

Cat. D 0 

and D L 

condensate resources in the discovered 

and projected fields of this cluster are estimated at 

307.6/217.1 Mt and 88.0 /61.9 Mt (geol./recov.), 

respectively, making up a total of 395/6/279.0 Mt (geol./ 

recov.). 

Similar organizational principles suggest that the secondstage 

oil and gas production cluster (Nyarmeisko- 

Skuratovskiy) be formed around a group of projected large 

OGCFs confined to the Nyarmeyskaya, Skuratovskaya, 

and Severo-Skuratovskaya structures located near 

the coastline of the northwestern part of Yamal and to 

the Zapadno-Skuratovskaya structure located nearby. 

This group of offshore fields will also be associated 

with offshore projects involving the development of HC 

resources of the large Malyginskoye GCF and a group 

of projected fields – Zapadno-Malyginskoye, Severo- 

Malyginskoye, etc. – in the coastal zone. 

Category D 0 

and D L 

gas resources in the projected 

fields of this cluster are estimated at 2.2 and 0.8 Tcm, 

respectively, making up a total of 3.0 Tcm. The two 

structures with which the largest gas resources are 

associated are Skuratovskaya and Nyarmeyskaya – 1.8 

and 1.4 Tcm, respectively. 

Cat. D 0 

and D L 

condensate resources in the projected 

fields of this cluster are estimated at 156.9/131.9 and 

144.9/101.6 Mt (geol./recov.), respectively, making up a 


EXPLORATION 

принципам организации может быть группа 

прогнозируемых крупных НГКМ, приуроченных 

к Нярмейской, Скуратовской, Северо- 

Скуратовской структурам, расположенным 

вблизи береговой линии северо-западной части 

Ямала, и к расположенной поблизости Западно- 

Скуратовской структуре. Эта группа шельфовых 

месторождений будет связана с освоением на 

суше ресурсов УВ также крупного Малыгинского 

ГКМ и с прогнозируемой группой месторождений в 

береговой зоне – Западно-Малыгинским, Северо- 

Малыгинским и др. 


и D л 

в прогнозируемых 

месторождениях этого кластера оцениваются в 

2,2 и 0,8 трлн м 3 соответственно, в сумме – 3,0 

трлн м 3 . Максимальные ресурсы газа связаны со 

Скуратовской и Нярмейской структурами – 1,8 и 1,4 

трлн м 3 соответственно. 


и D л 


месторождениях этого кластера составляют 

156,9/131,9 и 144,9/101,6 млн т (геол./извл.) 

соответственно, всего – 301,8/233,5 млн т (геол./ 

извл.). 

Кластером газонефтедобычи третьей очереди 

(с учетом меньшего ресурсного потенциала, 

отдаленности от берега и сроков освоения) 

будет группа прогнозируемых месторождений 

Обручевского, Амдерминского и Западно- 

Шараповского валов с прилегающими менее 

крупными по запасам прогнозируемыми 

месторождениями на Аквамариновской и Западно- 

Аквамариновской структурах. 


и D л 



составляют 405,0 и 504,5 млрд м 3 соответсвенно, 

всего – 909,5 млрд м 3 . Максимальные ресурсы газа 

связаны с Западно-Шараповской структурой и 

составляют 347,5 и 1029,2 млрд м 3 соответственно. 


+D л 


месторождениях этого кластера составляют 8,2/5,8 

и 21,1/13,8 млн т (геол./извл.) соответственно, 

всего – 29,3/20,6 млн т (геол./извл.), на Западно- 

Шараповский структуре – 7,7/5,3 млн т (геол./извл.). 

В настоящее время вместе с освоением 

приямальского шельфа силами ПАО «Газпром» 

в северо-западной части Карского моря НК 

«Роснефть» ведет подготовку к освоению ресурсов 

УВ приновоземельского шельфа, где открыто 

месторождение Победа. Далее предстоят работы 

регионального и поискового этапов в Северо- 

Карской впадине. 

total of 301.8/233.5 Mt (geol./recov.). 

The third-stage gas and oil production cluster (so 

prioritized due to the lower resource potential, remoteness 

from the coast, and development lead time) will form 

around a group of projected fields located in the 

Obruchevskiy, Amderminskiy, and Zapadno-Sharapovskiy 

swells and a number of projected fields adjoining 

them, hosted in the Akvamarinovskaya and Zapadno- 

Akvamarinovskaya structures, which are not so large in 

terms of reserves. 

Category D 0 

and D L 

gas resources in the discovered 

and projected fields of this cluster are estimated at 

405.0 and 504.5 Gcm, respectively, making up a total 

of 909.5Gcm. The structure with which the largest gas 

resources are associated is Zapadno-Sharapovskaya 

– 347.5 and 1029.2 Gcm, respectively. Cat. D 0 

and D L 

condensate resources in the projected fields of this cluster 

are estimated at 8.2/5.8 and 21.1/13.8 Mt (geol./recov.), 

respectively, making up a total of 29.3/20.6 Mt (geol./ 

recov.), out of which some 7.7/5.3 Mt (geol./recov.) are 

attributable to the Zapadno-Sharapovskaya structure. 

At present, in parallel with Gazprom PJSC’s efforts 

focused on developing the near-Yamal portion of the 

Kara shelf, Rosneft Oil Company is busy preparing for 

the development of HC resources of the north-western 

portion of the shelf adjoining Novaya Zemlya, where the 

Pobeda field was discovered. Next in line are the regional 

investigation and exploration phases of the project 

deployed in the North-Kara depression. 

Gulf of Ob and Taz Estuary 

The deep-water regions of the Gulf of Ob and Taz Estuary 

are objectively predisposed to host two gas and oil 

production clusters. The first-stage cluster (Fig. 4) includes 

the Kamennomysskoye-more, Severo-Kamennomysskoye, 

Obskoye, Chugoryakhinskoye, Semakovskoye, Tota- 

Yakhinskoye, Antipayutinskoye, and Severo-Parusovoye 

fields, are all prepared for development, covered by an 

integrated transport system that will collect the HCs 

produced. The last one on the list is located within the 

boundaries of a LB which is mostly land-based. This 

cluster’s total Cat. C 1 

+ C 2 

gas reserves amount to 1.9 

Tcm and its total condensate reserves stand at 8.4/5.6 

Mt (geol./recov.), out of which the biggest gas reserves 

are found in the following fields (the figures being given 

in Tcm): Kamennomysskoye-more – 544.7; Severo- 

Kamennomysskoye – 431.9; Antipayutinskoye – 340.4, and 

Semakovskoye – 320.5. Condensate is only found in the 

Neocomian deposits of the Severo-Kamennomysskoye and 

Chugoryakhinskoye fields. The only two blocks that possess 

registered gas and condensate resources are Antipayutinskiy 

and Tota-Yakhinskiy. For the Antipayutinskiy block, the 

aggregate Cat. D 0 

and D L 

gas resources hosted 



81


Обская и Тазовская 

губы 

В акваториях Обской и 

Тазовской губ объективно 

намечаются два кластера 

газонефтедобычи. 

Первоочередной кластер 

(рис. 4) включает в 

себя подготовленные 

к разработке 

месторождения 

Каменномысское-море, 

Северо-Каменномысское, 

Обское, Чугорьяхинское, 

Семаковское, 

Тота-Яхинское, 

Антипаютинское и 

Северо-Парусовое, 

охваченные единой 

транспортной системой 

сбора УВ. Последнее 

расположено в пределах 

ЛУ, большая часть 

которого охватывает 

сушу. Запасы газа по кат. 

С 1 

+ С 2 

этого кластера 

составляют 1,9 трлн м 3 , 

конденсата – 8,4/5,6 млн 

т (геол./извл.), при этом 

основные запасы газа 

содержатся в следующих 

месторождениях, млрд 

м 3 : Каменномысскоеморе 

– 544,7; Северо- 

Каменномысское – 431,9; 

Антипаютинское – 340,4 

и Семаковское – 320,5. 

Конденсат содержится 

только в неокомских 

залежах Северо- 

Каменномысского 

и Чугорьяхинского 

Нурминское 

Чугорьяхинское Семаковское 

Сев.-Каменномыссское 

Сев.-Каменномысский 

Семаковский 

Хамбатеййское 

Сев.-Парусовый 

Каменномысское 

МК 

месторождений. Ресурсы газа и конденсата числятся 

только в пределах Антипаютинского и Тота-Яхинское 

участков. По Антипаютинскому участку ресурсы газа по 

подсеноманским отложениям совместно по кат. D 0 

и 

D л 

оцениваются в 0,8 трлн м 3 , по конденсату – 87/60,9 

млн т (геол./извл.). По Тота-Яхинскому участку ресурсы 

газа совместно по кат. D 0 

и D л 

составляют 250,9 

млрд м 3 , конденсата – 27,8/19,5 млн т (геол./ извл.). В 

перспективе для указанных месторождений актуальной 

задачей будет доразведка открытых подсеноманских 

газоконденсатных залежей и выявление новых залежей 

УВ – газоконденсатных, нефтегазоконденсатных 

и, возможно, нефтяных в нижнемеловых и юрских 

отложениях (рис. 5). 

70° 

68° 

72° 74° 76° 

78° 

Чугорьяхинский 

Парусовое 

Ростовцевское 

Камененномысское-море 

Юж.-Парусовый 

Каменномысское-море 

Новопортовский 

Новопортовское 

Новый Порт 

Танусалинское 

Обский 

О б с к а я г у б а 

74° 

Геофизическое 

Трехбугорное 

Обское 

Ямбург 

Вост.-Бугорное 

Сев.-Парусовое 

Юж.-Парусовое 

Солет.+Ханавей. 

Ямбургский 

Ямбургское 

КС «Ямбургская» 

Обское месторождения, 

Obskoye 

в том числе: fields, including: 


Минховское 

Тота-Яхинское 

Тота-Яхинский Антипаютинский 

Антипаюта 

Антипаютинское 

Юрхаров. 

Зап.-Мессояхское 

Находкинское 

68° 

Юж.-Мессояхское 

Перекатное 

Оликум. 

ПАО Салекапт. «Газпром» Gazprom 

газконденсатные gas condensate 

ПАО «Газпром нефть» 

Пиричейское Gazprom Neft 

НГКМ OGCF 

ПАО «НК «Роснефть» 

нефтегазовые oil and gas 

Rosneft 

ПАО «Новатэк» 

газопровод + КС gas pipeline + CS 

Novatek 

железная дорога railroad 

ПАО «Лукойл» 

LUKOIL 

Ен-Ях. 

аэропорт airport 

пр. недропользователи 

other subsoil users 

КМ 

GK-13 

0 50 100 км 

кластеры 1-й очереди 

1st stage clusters 

Чугорьяхинский ЛУ, в том числе: 

Chugoryakhinskiy LBs, licensed to: 

Рис. 4: Обзорная карта размещения ЛУ в пределах акватории Обской и Тазовской губ 

Fig 4: Overview map showing LB locations within deep-water regions of the Gulf of Ob and the Taz Estuary 

in infra-Cenomanian rocks are estimated at 0.8 Tcm and 

the respective condensate figures are 87/60.9 Mt (geol./ 

recov.). For the Tota-Yakhinskiy block, the aggregate Cat. D 0 

and D L 

gas resources are estimated at 250.9 Tcm and the 

respective condensate figures are 27.8/19.5 Mt (geol./recov.). 

One promising focus area to shape the future of these fields 

will be the follow-up exploration of the discovered infra- 

Cenomanian gas condensate deposits and the identification 

of new HC deposits – including GCD, OGCD, and, possibly, 

oil deposits – in the Lower Cretaceous and Jurassic 

sediment rocks (Fig. 5). 

Located in the northern part of the Gulf of Ob is the Tasiyskiy 

LB (see Fig. 2), most of which is land-based, comprising 

a GCF known by the same name. This block may later be 

70° 



3781 

1 

ПК 1 

2 

ПК1 

1 

ПК 1 

3 

ПК1 

1 

3 

ПК1 

2 

1 

3 

ПК1 

2 

1 

3 

ПК1 

ТП13-15 

. 

EXPLORATION 

В северной части Обской губы находится Тасийский 

ЛУ (см. рис. 2), большая часть которого – на суше, 

с находящимся в его границах одноименным ГКМ. 

Данный участок может войти в состав кластера, 

образованного Тамбейской группой месторождений 

с включением Преображенской и Корпачевской 

газонефтеперспективных структур, расположенных в 

северной части Обской губы. 

incorporated into a cluster formed around the Tambeyskaya 

group of fields joined by the Preobrazhenskaya and 

Korpachevskaya gas-and-oil-promising structures located in 

the northern part of the Gulf of Ob. 

East-Arctic Seas 

The geological structure and HC potential of the East- 

Arctic seas are among the least known so far. The 

Новопортовское 

Novoportovskoye 

ЮЗ 

210 

I 

0 

Каменномысское-море Kamennomysskoye-more 

Северо-Каменномысское 

Severo-Kamennomysskoye 

4 5 2 1 6 3 1 2 

Чугорьяхинское 

5 4 

СВ 

3 2 1Chugoryakhinskoye 

I 0 

Q 

500 

Г(К2s) 

ХМ 1 

-1000 

/ 

M (К1а) 

M(К br) 

1 

-1500 

B0(К1nc) 

K 

Б(J 3 ) 

K 

-2000 

K 

-2500 

Т 4(J 1) 

-3000 

K 

K 

ПК 1 

ГВК -442 м 

ХМ 1-3 

ТП 

ГВК -853 - -912 м 

0 

ГВК -932 м 

ТП 1-4 

ГНК -942 м 

ВНК -951 м 

БЯ 23 

} 

ГНК -1816 - -1937 м 

ВНК -1852 - -1987 м 

НП 1-8 

Ю 2-6 

1-3 

ГНК -1986 м 

ВНК -2025 м 

Ю 11 

ГВК -2437 -2466 м 

. 

. 

K2bz1 

K2kz 

K2bz1 

K2kz 

K2bz1 

K2kz 

ПК 

ПК 1 

1 ПК1 4 

ПК ПК 2 

3 1 

1 

2 

ПК1 ПК1 4 

4 

2 

2 

ПК 2-9 

ПК 2-9 ПК 2-9 

1101 

ПК 2-9 

2235 

Березовская 

свита 

Кузнецовская 

K2bz1 

K kz 

ПК 1 

ПК 1 ПК1 4 

K2bz1 

1 

K kz 

ПК ПК 1 

1 ПК1 4 

ПК 2-9 

ГВК -1027 м 

ГВК -1052,8 м 

. 

1171 

1200 

1250 

ХМ 1 

ХМ 2 

ХМ 3 

ТП 0 

ТП 1 

ТП 2-3 

ТП 4-5 

ТП 6 

ТП 7-8 

ТП 9-11 

ТП 12 

ТП 17-18 

ТП 21 

ТП 22 

ТП 23-25 

ТП 26 

БЯ 10 

K 

2565 

БЯ 11 

БЯ12-13 

{ 

ПК 1 ПК ПК 1 

1200 

свита 

К 2 

t 

-1000 

1 

ГВК -1041 м 

1170 

Г(К . 

Марресалинская 

2 

К s 

s) 

1250 

свита 

2 

-1500 

Яронгская 

свита 

К1al 

ХМ 1 

К 1 a 

/ 

M (К1а) 

-2000 

Танопчинская 

свита 

Ахская свита 

2840 

БЯ 14-16 

K 

ТП 26 

ГВК -2575,6 м 

2655 

P 3 

P 2 

1 

P 2 

P 1 

2-3 

К2k-st-km 

ТП 20 

ГВК -2442,7 м 

ТП 22 

ГВК -2528,2 м 

ТП 23 

ГВК -2616,4 м 

К1br 

500 

M(К1br) 

-2500 

-3000 

B0(К1nc) 

-3500 

-4000 

K 

PZ 

. 

Абалакская 

свита 

баженовская свита 

Малышевская 

свита 

Леонтьевская 

свита 

Вымская свита 

Лайдинская свита 

Надояхинская 

свита 

3800 

К1nc 

J 3 

-3500 

-4000 

Б(J 3 ) 

-4500 

4400 

J 2 

-4500 

-5000 

-5000 

J 1 

Т 

4(J 1) 

м 

-4000 

-8000 

стратиграфические границы 

stratigraphic boundaries 

отражающий горизонт 

reflecting horizon 

ГВК gas/water contact 

вода water 

разлом fault 

Залежи УВ: HC deposits: 

а б в 

K 

а – газовая Gas; б – газоконденсатная 

gas condensate; в – нефтяная oil 

прогнозируемая projected 

Скважины: Wells: 

а б в а – пробуренные drilled; б – снесенные 

Каротаж: Logging: 

demolished; в – проектируемые planned 

ПС ГК ПС – потенциалов самопроизвольной поляризации 

ГК – гамма 

ПС – self-potential Г – gamma-ray 

0 5 10 15 км 

Отложения Rocks: 

переслаивание песчаников, алевролитов и глин 

interbedded sandstones, siltstones, and clays 

преимущественно алевро-глинистые 

predominantly silty-clay 

глинистые 

clayey 

глинистые опоки и опоковидные глины 

clayey opokas and opoka-like clays 

глинистые клиноформенного комплекса ахской свиты 

occurring in the clinoform complex of the Akhskaya suite 

глинисто-битуминозные 

clay-bituminous 

T 

P 

2?-T 

A(PZ?) 

-7800 

-8000 

м 

Рис. 5: Геологический профиль через месторождения Новопортовское – Каменномысское-море – Северо-Каменномысское – 

Чугорьяхинское с известными и прогнозируемыми залежами УВ: ГВК – газонефтяной контакт 

Fig 5: Geological profile across the Novoportovskoye – Kamennomysskoye-more – Severo-Kamennomyskoye – Chugoryakhinskoye fields 

showing their known and expected hydrocarbon deposits: ГВК – gas/water contact 



83


Моря Восточной Арктики 

Геологическое строение и УВ-потенциал морей 

Восточной Арктики пока остаются наименее 

изученными. Глубокое бурение в акваториях морей 

Лаптевых, Восточно-Сибирского и Чукотского пока не 

проводилось. Ресурсы УВ оценены по кат. D 2 

, в сумме 

они составляют 22,4 (геол.) и 13,0 (извл.) млрд т у. 

т., в том числе свободного газа – 8,0 трлн м 3 (57,5 % 

от извлекаемых ресурсов). Наибольшие ресурсы УВ 

предполагаются в недрах Восточно-Сибирского моря 

– 9,3/5,6 млрд т у. т., в том числе свободного газа – 

3,3 трлн м 3 (60,0 % от извлекаемых ресурсов). 

К настоящему времени на шельфе морей 

Восточной Арктики действуют 13 лицензий на право 

пользования недрами, из которых 8 участков – на 

геологическое изучение и добычу УВ сырья на 

условиях предпринимательского риска (их действие 

предусмотрено до 2043 г.), в том числе 7 ЛУ 

принадлежат НК «Роснефть» и один – ПАО «Газпром»; 

5 лицензий, действовавших до 2014 и 2015 гг., 

являлись поисковыми. Один участок – Притаймырский 

– планируется к изучению НК «Роснефть». В 

результате проведенных геофизических работ в 

акватории морей Восточной Арктики выявлены более 

100 газонефтеперспективных структур: в Северо- 

Чукотском секторе – 18, в Восточно-Сибирском 

море – 20 и в море Лаптевых – 59. По ранее 

выполненной оценке ООО «Газпром ВНИИГАЗ», на 

наиболее крупных структурах возможны открытия 

месторождений с запасами до 150…250 млн т 

у. т. Здесь на крупных поднятиях возможны так 

называемые поглощающие ловушки, включающие 

группы ловушек, приуроченных к одному и тому 

же своду или мегавалу типа Мининского или 

Трофимовского в море Лаптевых [8]. 

Северо-Врангелевский участок недр федерального 

значения, принадлежащий ПАО «Газпром», 

включает выявленные газонефтепереспективные 

структуры: Безымянную, Северо-Шелагскую, 

Шелагскую, Восточно-Шелагскую, Дремхедскую 

1, Дремхедскую 2, Дремхедскую 3, Западно- 

Врангелевскую 1, Западно-Врангелевскую 2. 

Прогнозируемые месторождения, связанные с 

указанными структурами, в перспективе могут быть 

объединены в газонефтедобывающий кластер, 

способный в совокупности с другими кластерами 

месторождений УВ обеспечивать работу завода по 

сжижению природного газа мощностью до 15 млн т, 

строительство которого возможно в г. Певеке. 

В пределах изученных сейсморазведкой 2D южной 

и восточной частей участка (северная, западная 

и центральные части пока не изучены) выявлены 

22 газонефтеперспективные структуры, на девяти 


deep-water regions of the Laptev, East Siberian and 

Chukchi Seas are yet to see their first deep-hole drilling 

projects. The only category of HC resources for which any 

estimates are available is D 2 

; in total, these amount to 

22.4 GtC (geol.) and 13.0 Gtce (recov.), out of which 8.0 Tcm 

is free gas (making up 57.5 % of the total recoverable 

resources). The biggest HC resources – 9.3/5.6 Gtce, out 

of which 3.3 Tcm (60.0 % of the total recoverable volume) 

is free gas – are expected to be found in the deep waters 

of the East Siberian Sea. 

To date, 13 subsoil use licenses for portions of the 

East-Arctic shelf are in place, out of which 8 blocks are 

licensed to be used for geological exploration and HC 

production at the licensees’ own entrepreneurial risk (they 

are valid through 2043), including 7 LBs held by Rosneft 

Oil Company and one LB held by Gazprom PJSC; the 

remaining 5 licenses, valid through 2014 or 2015, were 

prospecting licenses. One of the blocks – Pritaymyrskiy 

– is in Rosneft Oil Company’s plans for further surveying. 

Geophysical studies carried out in the deep-sea regions 

of the East-Arctic seas have identified more than 100 gasand-oil-promising 

structures: 18 in the North Chukotka 

sector, 20 in the East Siberian Sea, and 59 in the Laptev 

Sea. According to earlier estimates of Gazprom VNIIGAZ 

LLC, the largest ones of these structures promise future 

discoveries of HC fields whose reserves may amount to 

150–250 Mtce. Here, some of the larger uplifts may host 

so-called absorption traps, including groups of traps 

confined to the same dome or megaswell structure like the 

Mininskiy or Trofimovskiy in the Laptev Sea [8]. 

The Severo-Vrangelevskiy subsoil block of federal 

significance licensed to Gazprom PJSC includes the 

following identified gas-and-oil-promising structures: 

Bezymyannaya, Severo-Shelagskaya, Shelagskaya, 

Vostochno-Shelagskaya, Dremkhedskaya 1, 

Dremkhedskaya 2, Dremkhedskaya 3, Zapadno- 

Vrangelevskaya 1, and Zapadno-Vrangelevskaya 2. In 

the future, the projected fields associated with these 

structures may be combined into a gas and oil production 

cluster, which, in conjunction with other HC field clusters, 

will be able to support the operation of a natural gas 

liquefaction facility with a capacity of up to 15 Mt, which 

may be built in the city of Pevek. 

The southern and eastern portions of the block, studied 

by 2D seismic survey methods (the northern, western, and 

central portions have not yet been studied), have been 

shown to include 22 gas-and-oil-promising structures, 

out of which nine have been shown to possess Cat. D 2 

resources estimated at 102.3 Gcm of gas and 238.8/71.6 Mt 

(geol./recov.) of oil. The remaining 13 structures within this 

LB account for ca. 67 Gcm of gas and ca. 46 Mt (recov.) 

of oil. The structures that boast the largest estimated Cat. 

D 2 

HC resources are Bezymyannaya – about 31.0 Gcm 


-25 

-50 

-50 

-50 

-75 

-300 

EXPLORATION 

наиболее крупных 

из которых оценены 

ресурсы по кат. D 2 

в 

количестве 102,3 млрд 

м 3 газа и 238,8/71,6 млн 

т (геол./ извл.) нефти. На 

остальные 13 структур 

ЛУ приходятся около 

67 млрд м 3 газа и 46 

млн т (извл.) нефти. 

Наиболее крупные 

ресурсы УВ по кат. D 2 

оценены на структурах 

Безымянной – около 

31,0 млрд м 3 газа и 21,7 

млн т (извл.) нефти, 

Северо-Шелагинской 

– 22,6 млрд м 3 газа и 

15,8 млн т (извл.) нефти, 

Дремхедской 2 – 15,8 

млрд м 3 газа и 11,2 

млн т (извл.) нефти. 

Необходимо отметить, 

что опоискование 

прогнозируемых 

небольших 

месторождений 

целесообразно отнести 

на период после 2035 г. 

Регион Охотского 

моря 

В Дальневосточном 

регионе России в 

ближайшие десятилетия 

предусматривается 

освоение 

высокоперспективного 

присахалинского 

шельфа Охотского моря. 

Здесь ПАО «Газпром» 

контролирует 7 ЛУ, 

из них 6 находятся 

Ванино 

на северо-восточном шельфе о. Сахалин (рис. 6) и 

один – на шельфе Западной Камчатки. Два участка 

– Лунский и Пильтун-Астохский – осваиваются ПАО 

«Газпром» совместно с другими компаниями. 

В пределах Киринского ЛУ разведано и введено в 

разработку Киринское ГКМ, накопленная добыча УВ 

по которому пока составляет 0,7 млрд м 3 газа и 0,1 

млн т газового конденсата. Практически завершена 

разведка гигантского Южно-Киринского НГКМ. 

Киринское, Южно-Киринское, Южно-Лунское и 

Мынгинское месторождения, включая Лунское НГКМ, 

образуют единый кластер газодобычи, 

Т а т арский пр о ли в 

Де-Кастри 

Николаевскна-Амуре 

Александровск- 

Сахалинский 

Шахтерск 

Советская гавань 

ж/д паромная переправа - 260 км 

Невельск 

Москальво 

Холмск 

о. Сахалин 

Оха 

Лебединское 

Вал 

Чайво 

ОБТК 

Охотск ое 

море 

залив Анива 

залив Терпения 

Южно- 

Сахалинск 

Корсаков 

Кайган-Васюканское 

Одопту-море 

Пильтун-Астохское 

Аркутун-Даги 

Сев.-Венинское 

Ново-Венинское 

Ноглики Венинское 

Лунское 

Киринское 

Юж-Киринское 

Юж.-Лунское 

Мынгинское 

Газопровод 

Нефтепровод 

Поронайск 

Лебединское 

Пильтун- 

Астохский 

Чайвинское 

Месторождения и структуры: 

Fields and structures: 

газовые и газконденсатные 

месторождения 

gas and gas condensate fields 

нефтяные месторождения 

oil fields 

НГКМ OGCF 

перспективные структуры 

перспек 

ЛУ, в том числе: 

ПАО «Газпром» Gazprom 

ООО «Газпром нефть шельф» 

Gazprom Neft Shelf 

НГК «Сахалин Энерджи» 

Sakhalin Energy 

-200 

-200 

изобаты, м (через 25 м) 

isobaths, m (in 25-m increments) 

терминал отгрузки нефти 

oil export terminal 

завод СПГ LNG facility 

морской порт seaport 

аэропорт 

airport 

-2 5 

Зап.-Аяшская 

-25 

Лунский 

Вост.- 

Одоптинская 

Одопту-море 

Сев.-Венинское 

Набиль-море 

Вост.- 

Одоптинский 

Лозинская 

Пильтун-Астохское 

Ново-Венинское 

Венинское 

Лунское 

- 10 0 -7 5 

Юж.-Лунское 

-12 5 

-12 5 

-15 0 

-1 75 -150 

-2 75 -2 50 

-25 0 

- 22 5 

-200 -175 

-225 

-2 00 

Охотское 

море 

of gas and 21.7 Mt (recov.) of oil, Severo-Shelaginskaya 

– 22.6 Gcm of gas and 15.8 Mt (recov.) of oil, and 

Dremkhedskaya 2 – 15.8 Gcm of gas and 11.2 Mt (recov.) 

of oil. One point worth mentioning is that it makes sense 

to postpone the prospecting efforts focusing on some of 

the smaller projected fields until after 2035. 

Sea of Okhotsk Region 

In the coming decades, the Far-Eastern region of Russia 

is expected to host some highly promising development 

projects deployed in the near-Sakhalin portion of the Sea 

of Okhotsk shelf. Here, Gazprom PJSC controls 7 LBs, out 

of which 6 are located on the northeast shelf of Sakhalin 

(Fig. 6) and one lies on the shelf of Western Kamchatka. 

-1 00 

Юж.-Лозинская 

0 50 км 

Шивчибинская 

Баутинская 

Аркутун-Дагинское 

Нептун 

Юж.-Аяшская 

-100 

Набиль-море 

Осенгинская 

Киринский 

Киринское 

Зап.-Киринская 

-2 7 5 

-30 0 

Вост.-Аяшская 

Аяшский 

-200 

Юж.-Киринское 

Рис. 6: Обзорная карта размещения ЛУ на шельфе о. Сахалин (Охотское море): 

ОБТК – объединенный береговой технологический комплекс 

Fig 6: Overview map showing the LB locations on the shelf of Sakhalin (Sea of Okhotsk): 

ОБТК – Integrated Onshore Processing Complex 

-400 

- 300 

-500 

Киринский персп. ЛУ 

-600 

Мынгинское 



85


сопряженный с береговой инфраструктурой 

подготовки и транспортировки газа и жидких УВ 

потребителям. Следует отметить, что добыча нефти в 

малых масштабах из сложнопостроенных «блочных» 

нефтяных оторочек начнется не ранее 2030 г. 

Накопленная добыча газа на гигантском Лунском 

месторождении превысила 102 млрд м 3 (более 

99% от общей добычи на шельфе с учетом добычи 

на Киринском месторождении), конденсата – 10,5 

млн т. Запасы газа по кат. B + С 1 

+ С 2 

для Лунского 

и Киринского месторождений с оставляют 404,7 и 

161,8 млрд м 3 соответственно, конденсата – 48,1/27,8 

и 26,5/19,0 млн т (геол./извл.). Южно-Киринское 

НГКМ является, как и Лунское, гигантским по запасам 

газа, которые по кат. С 1 

+С 2 

составляют 913,1 млрд 

м 3 , конденсата – 223,5/145,4 млн т (геол./извл.). 

Запасы нефти составляют 46,7/4,7 млн т (геол./извл.), 

растворенного газа – 10,0 млрд м 3 (геол.). 

По Киринскому кластеру запасы указанных 

месторождений совместно с Южно-Лунским ГКМ и 

Мынгинским НГКМ составляют: газа – 1,5 трлн м 3 , 

конденсата – 313,0/202,4 млн т (геол./извл.), нефти – 

46,7/4,7 млн т (геол./извл.), растворенного газа – 10,2 

млрд м 3 (геол.). Кроме того, на структурах Восточной 

и Набильской-морской имеются ресурсы газа по кат. 

D 0 

(34,9 млрд м 3 ) и конденсата (5,3/3,6 млн т геол./ 

извл.). 

Второй кластер образуют прогнозируемые 

месторождения Аяшского и Восточно-Одоптинского 

ЛУ, освоение которых, вероятно, будет совмещено с 

освоением Пильтун-Астохского НГКМ, введенного в 

разработку. На Пильтун-Астохском месторождении 

Q газа составила 4,7 млрд м 3 , конденсата – 0,26 млн 

т, нефти – 42,2 млн т, растворенного газа – 6,3 млн т. 

Текущие (остаточные) запасы газа по категориям С 1 

+ 

С 2 

составляют 131,5 млрд м 3 , конденсата – 15,1/10,4 

млн т (геол./извл.), нефти – 405/85,6 млн т (геол./ 

извл.). 

Ресурсы УВ по кат. D 0 

Восточно-Одоптинского 

(структуры Восточно-Одоптинская и Лозинская) 

и Аяшского (структуры Аяшская и Баутинская) ЛУ 

составляют соответственно: газа – 101,4 и 36,2 млрд 

м 3 ; конденсата – 5,4/4,7 (геол./извл.) и 3,9 (геол.) млн 

т; нефти – 617,0/96,3 (геол./извл.) и 412,3 (геол.) млн 

т; растворенного газа – 64,1/11,1 (геол./извл.) и 62,1 

(геол.) млрд м 3 . 

Регион Каспийского моря 

НСР УВ российского шельфа в Каспийском море, по 

официальной оценке, составляют 6,6/4,2 млрд т у. т. 

(геол./извл.). НСР свободного газа оцениваются в 2,8 

трлн м 3 , конденсата – 384,8/260,9 млн т (геол./ извл.), 


Two of these blocks – Lunskiy and Piltun-Astokhskiy – are 

being developed by Gazprom PJSC together with other 

companies. 

Within the boundaries of the Kirinskiy LB lies the 

Kirinskoye GCF, already explored and brought into 

development. For now, the accumulated HC production 

figures for this field stand at 0.7 Gcm of gas and 0.1 Mt of 

gas condensate. The gigantic Yuzhno-Kirinskoye OGCF 

is currently in its final exploration phase. The Kirinskoye, 

Yuzhno-Kirinskoye, Yuzhno-Lunskoye, and Mynginskoye 

fields, including the Lunskoye OGCF, form one single gas 

production cluster connected to onshore infrastructure 

facilities used for conditioning gas and liquid HCs and 

transporting them to consumers. It should be noted that 

smaller-scale oil production targeting structurally complex 

‘lumped’ oil fringe zones will begin no earlier than 2030. 

The cumulative gas production at the gigantic Lunskoye 

field has exceeded 102 Gcm (more than 99% of the 

total production on the shelf, including production at the 

Kirinskoye field), and the same figure for condensate is 

now over 10.5 Mt. category B + C 1 

+ C 2 

gas reserves for 

the Lunskoye and Kirinskoye fields stand at 404.7 and 

161.8 Gcm, respectively, and their respective condensate 

reserves amount to 48.1/27.8 and 26.5/19.0 Mt (geol./ 

recov.). Yuzhno-Kirinskoye OGCF is, like Lunskoye, quite a 

behemoth in terms of gas reserves: its Category 

C 1 

+ C 2 

gas reserves are at 913.1 Gcm and its condensate 

reserves measure 223.5/145.4 Mt (geol./recov.). The 

respective oil reserves figures are 46.7/4.7 Mt (geol./ 

recov.) and dissolved gas reserves score 10.0 Gcm (geol.). 

In the Kirinsky cluster, the reserves of these fields together 

with the Yuzhno-Lunskoye GCF and the Mynginskoye 

OGCF are as follows: gas – 1.5 Tcm, condensate – 

313.0/202.4 Mt (geol./recov.), oil – 46.7/4.7 Mt (geol./ 

recov.), dissolved gas – 10.2 Gcm (geol.). In addition, 

the Vostochnaya and Nabilskaya-morskaya structures 

possess category D 0 

gas resources (34.9 Gcm) and 

condensate resources [5.3/3.6 Mt (geol./recov.)]. 

The second cluster is formed around the projected 

deposits of Ayashskiy and Vostochno-Odoptinskiy LBs, 

which will most probably be developed together with 

the Piltun-Astokhskoye OGCF already brought into 

development. At the Piltun-Astokhskoye field, the current 

figures are 4.7 Gcm for gas, 0.26 Mt for condensate, 

42.2 Mt for oil, and 6.3 Mt for dissolved gas. The current 

(residual) Cat. C 1 

+ C 2 

gas reserves stand at 131.5 Gcm, 

condensate reserves – at 15.1/10.4 Mt (geol./recov.), and 

oil reserves – at 405/85.6 Mt (geol./recov.). 

The respective Cat. D 0 

HC resources of the Vostochno- 

Odoptinskiy (East-Odoptinskaya and Lozinskaya 

structures) and Ayashskiy (Ayashskaya and Bautinskaya 


EXPLORATION 

47° 

46° 47° 48° 49° 50° 51° 

52° 

Астраханская обл. 

КАЗАХСТАН 

РОССИЯ 

46° 

Рис. 7: Схема расположения ЛУ на каспийском шельфе (а) 

и схематический геологический разрез НГКМ Центрального 

(б): ВНК – водонефтяной контакт 

Fig 7: A map of the LBs located on the Caspian shelf (а) and a 

simplified geological cross-section of the Tsentralnoye OGCF (б): 

ВНК – water/oil contact 

46° 

45° 

Калмыкия 

Морское 

Западно-Ракушечное 

Ракушечное 

Рыбачье 

им. Ю. Корчагина 

им. В. Филановского 

45° 

-1200 

-1400 

N 2 

З 

I 

1 3 2 

-1513 

-1285 

В 

I 

-1200 

-1400 

44° 

Чеченская 

Республика 

0 50 100 км 

Р 

ГР 

Сарматское 

(им. Ю. Кувыкина) 

«170 км» 

Хазри 

АЗЕРБАЙДЖАН 

Хвалынское 

-50 

-100 

-200 

Центральное 

Границы: Borders: 

а б а) государственная state 

43° 

б) субъектов РФ subjects of the 

изобаты, м Russian Federation 

isobaths, m 

Избербаш 

Инчхеморе 

ЛУ LBs 

Месторождения: Fields: 

газовые, газоконденсатные 

gas, gas condensate 

Дагестан 

НГКМ, нефтегазовые 

OGCF, oil and gas 

42° 

нефтяные 

oil 

45° 46° 47° 48° 49° 50° 

50 

-500 

44° 

43° 

42° 

-1600 

K1al 

-1800 

K1al_prod 

-2000 

K 1 a 

K 1 s 4 

J3tt 

-2200 

J 3 km 

J 3J2 o 

-2400 

J 2 s 9 

-2600 

J 2 s 7 

-2800 

J 2 s 4 

-3000 

-3200 

J 1 

-3400 

-3600 

JT 

-3800 

-4000 

м 

а б 

скважина: well: 

а - пробуренная drilled 

б - проектная planned 

-1630 

-1930 

-2078 

-2130,5 

-2198 

-2283 

-2335 

-2554 

-2720 

-2992 

-3337 

-3763 

-3750 м 

-1910 

-2055 

-2105 

-2190 

ВНК -2212 

-2245 

-2285 

ВНК -2320 

ВНК -2330 

-2505 

ВНК -2550 

-2666 

ВНК -2720 

-2942 

ВНК -2990 

-3250 

ВНК -3330 

-3630 

ВНК -3650 

Залежи: Deposits 

газовая gas нефтяная oil 

прогнозируемая expected 

-1588 

-1910 

-2045 

-2115 

-2205 

-2290 

-2400 м 

ГНК -2136,5 

ВНК -2154,5 

ВНК -2212 

ВНК -1700 

0 1 

1 2 3 4 5 км 

Масштаб 1:100 000 

ВНК -2100 

-1600 

-1800 

-2000 

-2200 

-2400 

-2600 

-2800 

-3000 

-3200 

-3400 

-3600 

-3800 

-4000 

м 

нефти – 3,2/1,0 млрд т (геол./извл.), растворенного 

газа – 185,2/72,5 млрд м 3 (геол./извл.) (см. табл. 1). 

Государственным балансом полезных ископаемых 

Российской Федерации в пределах российского 

сектора акватории Каспийского моря учтены 11 

месторождений УВ: запасы свободного газа числятся 

на девяти месторождениях, запасы нефти – на 11 

месторождениях (рис. 7). 

В целом среди выявленных месторождений два 

нефтяных (Западно-Ракушечное и Морское) и девять 

нефтегазоконденсатных (Избербаш, Инчхе-море, 

Хвалынское, «170 км», им. Ю. Корчагина, Сарматское, 

им. В. Филановского, Центральное, Ракушечное). Из 

всех месторождений российского сектора акватории 

Каспийского моря лишь одно находится в разработке 

(им. Ю. Корчагина). С начала разработки (2010 г.) 

Q составила: газа – 1,8 млрд м 3 , нефти – 2,2 млн т, 

конденсата – 0,064 млн т, растворенного газа – 0,164 

млрд м 3 . Остальные месторождения числятся в 

разведке. 

По величине запасов газа, млрд м 3 , три 

месторождения относятся к средним (3…30), пять – к 

крупным (30…500). По величине запасов нефти, млн т 

(извл.), одно месторождение относится к мелким (< 1), 

шесть – к средним (3…30) и два – к крупным (30…300) 

(табл. 2). Запасы УВ связаны с широким 

structures) LBs are as follows: gas – 101.4 and 36.2 Gcm; 

condensate – 5.4/4.7 (geol./recov.) and 3.9 (geol.) Mt; oil 

– 617.0/96.3 (geol./recov.) and 412.3 (geol.) Mt; dissolved 

gas – 64.1/11.1 (geol./recov.) and 62.1 (geol.) Gcm. 

Caspian Sea Region 

According to official estimates, the initial total HC 

resources (ITR) available on the Russian portion of the 

Caspian shelf amount to 6.6/4.2 Gtce (geol./recov.). 

Gas ITR is estimated at 2.8 Tcm, condensate ITR – at 

384.8/260.9 Mt (geol./recov.), oil ITR – 3.2/1.0 Gt (geol./ 

recov.), and dissolved gas ITR – at 185.2/72.5 Gcm (geol./ 

recov.) (see Table 1). 

The State Register of Mineral Reserves of the Russian 

Federation includes records of 11 HC fields located within 

the Russian sector of the Caspian Sea, out of which nine 

fields are registered as possessing gas reserves and 11 

fields are registered as possessing oil reserves (Fig. 7). 

Overall, out of all the fields that have been identified, two 

are oil fields (Zapadno-Rakushechnoye and Morskoye) 

and nine are oil and gas condensate fields (Izberbash, 

Inchkhe-more, Khvalynskoye, “170km,” Yu. Korchagin 

field, Sarmatskoye, V. Filanovsky field, Tsentralnoye, 

and Rakushechnoye). Only one of the fields found in 

the Russian sector of the Caspian Sea is currently in 

the development phase (Yu. Korchagin field). Since the 

beginning of the development phase (2010), its 



87


Тип УВ сырья 

Type of HC materials 

Q 

Q 

Запасы (геол./извл.) 

Reserves (geol./recov.) 

кат. A+B+C 1 

кат. B 2 

+C 2 

кат. С 3 

* 

Cat. A + B + C 1 

Cat. B 2 

+ C 2 

Cat. C 3 

* 

Ресурсы (геол./извл.) 

Resources (geol./recov.) 

кат. D 1 

кат. D 2 

кат. C 3 

+D 

Cat. D 1 

Cat. D 2 

Cat. C 3 

+ D 

НСР 

ITR 

Нефть, млн т 

Oil, Mt 

Растворенный газ, млрд м 3 

Dissolved gas, Gcm 

Свободный газ, млрд м 3 

Free gas, Gcm 

Конденсат, млн т 

Condensate, Mt 

Итого 

Total 

2,204 

629,7 / 222 

583,9 / 144,7 

321 / 129 

1501 / 450 

229 / 69 

2051 / 648 

3192,6 / 1015,2 

0,161 

– / 26,2 

– / 19,8 

– 

74 / 22 

5/2 

79 / 24 

185,2 / 72,5 

1,779 

382,3 

315,6 

69,0 

925,0 

1087,0 

2081,0 

2849,0 

0,064 

39,5 / 18 

35,9 / 15,7 

6 / 3 

31 / 22 

290 / 203 

327 / 228 

384,8 / 260,9 

4,208 

1077,7 / 648,5 

955,2 / 495,8 

396 / 201 

2531 / 1419 

1611 / 1361 

4538 / 2981 

6611,6 / 4197,6 

Таблица 2: Структура запасов и ресурсов недр каспийского шельфа 

Table 2: Structure of reserves and resources of the Caspian shelf 

стратиграфическим диапазоном – от среднего 

миоцена (чокрак) до средней юры. С палеогеном и 

миоценом связаны лишь незначительные запасы 

свободного газа – 18,2 млрд м 3 . 

Таблица 2 

Структура запасов и ресурсов недр каспийского 

шельфа 

Первоочередным объектом для постановки 

ПРР на каспийском шельфе обоснована зона 

нефтегазонакопления крупного Центрального свода 

с уже открытым одноименным НГКМ. Она считается 

ключевой в рамках формирования стратегии 

геологоразведочных работ в регионе и требует 

доразведки. В 2016 г. право пользования недрами 

ЛУ Центральный получено нефтегазовой компанией 

«Центральная» с целью геологического изучения, 

разведки и добычи УВ сырья (ПАО «Газпромнефть» 

владеет 25 %). 

По месторождению запасы составляют: нефть, млн 

т (геол./извл.): кат. С 1 

– 21,3/6,4, кат. С 2 

– 281,7/84,5; 

конденсат, млн т (геол./извл.): кат. С 1 

– 0,7/4,0, кат. 

С 2 

– 3,8/2,1; растворенный газ, млрд м 3 (геол./извл.): 

кат. С 1 

– 3,1/0,9, кат. С 2 

– 41,5/12,5; газ газовой 

шапки, млрд м 3 : кат. С 1 

– 6,9, кат. С 2 

– 34,8. Ресурсы 

нефти по 10 прогнозируемым залежам (альбские, 

неокомские и юрские отложения) по кат. D 0 

(геол./ 

извл.) составляют 510,2/127,2 млн т, растворенного 

газа (геол./ извл.) – 50,9/13 млрд м 3 . 

Акватория Черного моря 

В ближайшие годы ПРР будут продолжены в 

российском секторе Черного моря. Здесь в 

пределах Туапсинского прогиба в ловушках 

тектонически экранированного типа, связанных с 

надвигами, возможны открытия средних по запасам 

месторождений УВ в отложениях кайнозойского 

performance has been as follows: gas – 1.8 Gcm, oil – 

2.2 Mt, condensate – 0.064 Mt, dissolved gas – 0.164 

Gcm. The remaining fields are registered as being under 

exploration. 

In terms of gas reserves, measured in Gcm, three fields 

are classed as medium-size (3–30) and five are classed 

as large (30–500). In terms of oil reserves, measured 

in Mt (recov.), one field is classed as small (< 1), six are 

classed medium-size (3–30), and two are classed as 

large (30–300) (Table 2). These HC reserves span a wide 

stratigraphic range – from the Middle Miocene (Chokrak) 

to the Middle Jurassic. The free gas reserves attributable 

to the Paleogene and Miocene layers are quite insignificant 

– 18.2 Gcm. 

The first-priority project whose feasibility in terms of setting 

the stage for P&E on the Caspian shelf will be centered 

around an oil and gas accumulation zone associated 

with the large Tsentralny dome and complete with an 

already discovered OGCF known by the same name. It 

is considered a key element in shaping the geological 

exploration strategy for the region and requires follow-up 

exploration. In 2016, Tsentralnaya Oil and Gas Company 

LLC (in which Gazprom PJSC holds a 25% interest) was 

granted the subsoil use license for the Tsentralnyy LB for 

purposes of geological exploration, prospecting, and HC 

production. 

The field’s reserves profile is as follows: oil, Mt (geol./ 

recov.): Cat. C 1 

– 21.3/6.4, Cat. C 2 

– 281.7/84.5; 

condensate, Mt (geol./recov.): Cat. C 1 

– 0.7/4.0, Cat. 

C 2 

– 3.8/2.1; dissolved gas, Gcm (geol./recov.): Cat. C 1 

– 

3.1/0.9, Cat. C 2 

– 41.5/12.5; gas-cap gas, Gcm: Cat. C 1 

– 6.9, Cat. C 2 

– 34.8. Cat. D 0 

oil resources (geol./recov.) 

for 10 expected HC accumulations (to be found in Albian, 

Neocomian, and Jurassic rocks) amount to 510.2/127.2 

Mt, and the respective figures for dissolved gas (geol./ 

recov.) are 50.9/13 Gcm. 



EXPLORATION 

возраста. После завершения НК «Роснефть» в 2018 

г. бурения скважины на валу Шатского (структура 

Мария) предусматриваются также уточнение ресурсов 

УВ и конкретизация направлений ПРР. 

Азовское море 

Действующий в российском секторе Азовского моря 

центр газодобычи имеет небольшое значение, однако 

оценка его НСР также требует уточнения. Здесь 

разработку Бейсугского газового месторождения 

осуществляет ООО «Газпром добыча Краснодар». 

Согласно данным Государственного баланса запасов 

полезных ископаемых, накопленная добыча газа на 

Бейсугском месторождении составила 9,7 млрд м 3 , 

оставшиеся запасы газа по кат. С 1 

– 8,0 млрд м 3 . 

Приоритетными для дальнейшего освоения ресурсов 

УВ могут являться зоны нефтегазонакопления на 

акваториальных продолжениях Северо-Азовской, 

Южно-Азовской ступеней и Западно-Кубанского 

прогиба. 

Открытий новых месторождений здесь следует 

ожидать в отложениях нижнего мела и среднего 

миоцена – плиоцена. Значительно менее 

привлекательными направлениями являются 

верхнеюрские и верхнемеловые-эоценовые 

комплексы тех же структурных элементов. В 

пределах остальных тектонических элементов 

региона ресурсы газа по стратиграфическим 

комплексам менее значительны. Новыми 

зонами нефтегазонакопления, способными 

поддержать и даже увеличить объем газодобычи, 

здесь могут быть открытое Октябрьское и 

два-три прогнозируемых месторождения в 

пределах Западно-Ейского ЛУ. На Октябрьском 

месторождении газоносны отложения мэотиса 

и сармата. Основные запасы газа связаны с 

отложениями мэотиса – 87 %. На Западно- 

Бейсугском месторождении газоносны отложения 

майкопа и мэотиса. Основные запасы связаны 

с отложениями майкопа – 74 %. На азовском 

шельфе выделяются две перспективные зоны 

нефтегазонакопления – Октябрьская и Лиманная. 

Ожидаемые запасы по первой составляют 9,3 млн т 

у.т., по второй – 15,0 млн т у.т. 

При необходимости ресурсный потенциал газодобычи 

Азовского центра может быть увеличен за счет 

многочисленных газоперспективных структур, в том 

числе находящихся на не лицензированных площадях 

в Таганрогском заливе, на Азовском валу, Южно- 

Азовской ступени и в Западно-Кубанском прогибе. 

Таким образом, в результате проведенных 

исследований определены наиболее перспективные 

направления поисковоразведочных работ. Сделан 

Black Sea Waters 

In the coming years, P&E will continue in the Russian 

sector of the Black Sea. Here, the presence of tectonically 

screened-type traps associated with thrust faults within 

the boundaries of the Tuapse trough allows for possible 

discoveries of medium-sized Cenozoic HC fields. After the 

completion of Rosneft Oil Company’s well drilling project at 

the Shatsky swell (Maria structure) in 2018, more work is 

being planned toward improving the current HC resource 

estimates and making future P&E efforts more targetspecific. 

Sea of Azov 

The gas production hub operating in the Russian 

sector of the Azov Sea is of little importance, but its 

current ITR estimates also need improvement. Here, the 

Beysugskoye gas field is being developed by Gazprom 

Dobycha Krasnodar LLC. According to the State Register 

of Mineral Reserves, the cumulative gas production at 

the Beysugskoye field has reached 9.7 Gcm, while the 

remaining Cat. C1 gas reserves stand at 8.0 Gcm. Among 

the top-priority areas for further development of HC 

resources one can name the oil and gas accumulation 

zones located in the deep-water areas projecting beyond 

the North-Azov and South-Azov steps and the West- 

Kuban trough. 

The layers to be explored here for potential discoveries 

of new HC fields are the Lower Cretaceous and Middle 

Miocene – Pliocene rocks. The Upper Jurassic and Upper 

Cretaceous – Eocene complexes of the same structural 

elements are much less attractive focus areas. Within 

the rest of the tectonic elements of the region, gas 

resources per stratigraphic complex are less significant. 

Considering the possible new oil and gas accumulation 

zones capable of sustaining and even increasing the 

current gas production volumes, we would like to 

highlight the already discovered Oktyabrskoye field and 

two or three projected fields within the Zapadno-Yeyskiy 

LB. At the Oktyabrskoye field, gas presence has been 

detected in the Meotian and Sarmatian rocks. The bulk 

of its gas reserves (87%) are associated with the Meotian 

layers. At the Zapadno-Beysugskoye field, gas presence 

has been detected in 

the Maykopian and Meotian rocks. The bulk of its 

reserves (74%) are associated with the Maykopian layers. 

On the Azov shelf, there are two promising oil and gas 

accumulation zones – Oktyabrskaya and Limannaya. Their 

expected reserves are 9.3 Mtce for the former, 15.0 Mtce 

for the latter. 

If necessary, the gas production resource potential of the 

Azov hub can be increased thanks to numerous promising 

gas structures, including those located in unlicensed areas 

such as those of the Taganrog Bay, the Azov swell, the 

South-Azov step, and the West-Kuban trough. 



89


вывод о том, что имеющиеся запасы и перспективные 

ресурсы газа, конденсата и нефти на шельфе 

в акватории морей России достаточны для 

поддержания необходимых уровней прироста 

запасов и добычи для энергообеспечения страны 

и экспортных потребностей в первой половине 

ХХI в. Главнейшими газонефтеперспективными 

регионами, способными поддержать расширенное 

восполнение запасов и необходимые уровни 

газодобычи в России в ХХI в., будут являться 

Южно-Карский и Баренцевский нефтегазоносные 

бассейны, совместный текущий потенциал газовых 

ресурсов которых составляет около 80 трлн м 3 . 

На Дальнем Востоке России главными районами 

газо- и нефтедобычи с возможностью продолжения 

расширенного восполнения запасов УВ остается 

охотоморский шельф Сахалина с последующим 

вовлечением в освоение ресурсов газа Японского, 

Берингова и восточноарктических (Чукотского, 

Восточно-Сибирского) морей и моря Лаптевых. 

В южных регионах России высокую 

эффективность ПРР и расширенное восполнение 

ресурсной базы газонефтедобычи в ближайшие 

десятилетия способен обеспечить материковый 

шельф в акваториях Каспийского и Азовского 

морей, а также в отдельных районах Черного 

моря. 

Список литературы 

1. Ахметсафин С.К. О ключевых задачах развития 

минерально-сырьевой базы ПАО «Газпром» / С.К. 

Ахметсафин, В.В. Рыбальченко, Д.Я. Хабибулин 

// Матер. IV Международной научнопрактической 

конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и 

перспективные технологии их освоения» (WGRR- 

2017), 8–10 ноября 2017. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 

2017. – С. 4–5. 

2. Люгай Д.В. Научное обоснование и 

сопровождение развития минеральносырьевой 

базы газодобычи России и ПАО «Газпром» 

/ Д.В. Люгай // Матер. IV Международной 

научнопрактической конференции «Мировые 

ресурсы и запасы газа и перспективные технологии 

их освоения» (WGRR-2017), 8–10 ноября 2017. – М.: 

Газпром ВНИИГАЗ, 2017. – С. 6. 

3. Скоробогатов В.А. Проблемы ресурсного 

обеспечения добычи природного газа в России до 

2050 года / В.А. Скоробогатов, С.Н. Сивков, С.А. 

Данилевский // Вести газовой науки: 

Проблемы ресурсного обеспечения 

газодобывающих районов России до 2030 г. – М.: 

Газпром ВНИИГАЗ, 2013. – № 5 (16). – С. 4–14. 


Summing up what has been said, new research 

findings have made it possible to identify the most 

promising focus areas for prospecting and exploration 

operations. A conclusion has been made to the effect 

that the available reserves and potential resources 

of gas, condensate, and oil in the Russian offshore 

areas are sufficient to maintain the levels of reserves 

additions and production growth required to fill the 

country’s energy supply and export needs in the first 

half of the XXI century. The most prominent gas-and-oilpromising 

regions capable of sustaining the expanded 

reserves replenishment to meet Russia’s gas production 

requirements in the XXI century will be the South-Kara 

and Barents oil and gas basins, whose combined gas 

resource potential currently stands at ca. 80 Tcm. 

In the Far East of Russia, it is the Okhotsk shelf waters, 

offshore Sakhalin that remain a top-priority oil and gas 

production region with opportunities for maintaining the 

expanded HC reserves replenishment process, later 

to be joined by other offshore areas like those of the 

Sea of Japan, Bering Sea, East-Arctic (Chukchi, East 

Siberian) seas, and the Laptev Sea as their resources 

are brought into development in the future. 

In the southern regions of Russia, the portions of the 

continental shelf that are capable of ensuring high 

efficiency of P&E efforts and sustaining expanded 

replenishment of the gas and oil production resource 

base in the coming decades are located in the waters 

of the Caspian and Azov Seas, also joined by certain 

areas on the Black Sea shelf. 

Bibliography 

1. S. K. Akhmetsafin. On the key objectives for the 

development of the mineral resource base of Gazprom 

PJSC / S. К. Akhmetsafin, V. V. Rybalchenko, D. Ya. 

Khabibulin // In: IV International Conference titled 

“World Gas Resources and Reserves and Advanced 

Development Technologies” (WGRR-2017), November 

8–10, 2017. – Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017. 

– pp. 4–5 

2. D. V. Luygay. A scientific rationale and support 

measures for the development of the gas production 

resource base in Russia and at Gazprom PJSC / 

D. V. Lyugay // In: IV International Conference titled 




– p. 6 

3. V. A. Skorobogatov. The problems encountered 

in managing the supply of resources required for the 

production of natural gas in Russia until 2050 / V. 

A. Skorobogatov, S. N. Sivkov, S. A. Danilevskiy // 


EXPLORATION 

4. Варламов А.И. Газовое будущее России: 

Арктика / А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, О.М. 

Прищепа и др. // Матер. IV Международной научнопрактической 

конференции «Мировые ресурсы 

и запасы газа и перспективные технологии их 

освоения» (WGRR-2017), 8–10 ноября 2017. – М.: 

Газпром ВНИИГАЗ, 2017. – С. 9–10. 

5. Скоробогатов В.А. Крупнейшие и уникальные 

газонефтеносные бассейны Земли и их роль в 

развитии мировой газовой промышленности / В.А. 

Скоробогатов // Матер. IV Международной научнопрактической 

конференции «Мировые ресурсы 

и запасы газа и перспективные технологии их 

освоения» (WGRR-2017), 8–10 ноября 2017. – М.: 

Газпром ВНИИГАЗ, 2017. – С. 21. 

6. Дмитриевский А.Н. Перспективы 

создания технохаба – норильский кластер 

/ А.Н. Дмитриевский, Н.А. Еремин, Н.А. 

Шабалин // Матер. Всероссийской научной 

конференции, посвященной тридцатилетию 

ИПНГ РАН, «Фундаментальный базис 

инновационных технологий нефтяной и газовой 

промышленности». – М.: ИПНГ РАН, 2017. – С. 

55–56. – (Серия «Конференции»). 

7. Еремин Н.А. Инновационный потенциал «умных» 

нефтегазовых технологий / Н.А. Еремин, О.Н. 

Сарданашвили // Матер. Всероссийской научной 

конференции, посвященной тридцатилетию ИПНГ 

РАН, «Фундаментальный базис инновационных 

технологий нефтяной и газовой промышленности». 

– М.: ИПНГ РАН, 2017. – С. 61–62. – (Серия 

«Конференции»). 

8. Астафьев Д.А. Обоснование первоочередных 

для проведения поисково-разведочных работ 

зон нефтегазонакопления на шельфе морей 

Восточной Арктики / Д.А. Астафьев, В.Г. Каплунов, 

В.А. Шеин, А.Г. Черников // Вести газовой науки: 

Современные подходы и перспективные технологии 

в проектах освоения нефтегазовых месторождений 

российского шельфа. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 

2013. – № 3 (14). – С. 70–78. 

Статья впервые опубликована в научно-техническом 

сборнике «Вести газовой науки», 2018 г., № 4. 

Материал любезно предоставлен компанией 

ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 

Vesti Gazovoy Nauki: The problems encountered by 

Russia’s gas producing regions in managing the supply 

of resources until 2030. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 

2013. – No. 5 (16). – pp. 4–14 

4. A. I. Varlamov. Gas future of Russia: the Arctic / A. 

I. Varlamov, A. P. Afanasenkov, O. M Prishchepa et 

al. // In: IV International Conference titled “World Gas 

Resources and Reserves and Advanced Development 

Technologies” (WGRR-2017), November 8–10, 2017. – 

Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2017. – pp. 9–10 

5. V. A. Skorobogatov. The largest and unique gasand 

oil-bearing basins of the Earth and their role in 

the development of the global gas industry / V. A. 

Skorobogatov // In: IV International Conference titled 




– p. 21 

6. A. N. Dmitriyevsky. Prospects for the creation of a 

tech-hub: the Norilsk cluster / A. N. Dmitriyevsky, N. 

A. Yeremin, N. A. Shabalin // In: All-Russia scientific 

conference dedicated on the 30th anniversary of 

the Oil and Gas Research Institute of the RAS (IPNG 

RAS) titled “The Fundamental Basis of Innovative 

Technologies in the Oil and Gas Industry.” – Moscow: 

IPNG RAS, 2017. – pp. 55–56. – (the Conferences 

series) 

7. N. A. Yeremin. The innovative potential of smart 

oil and gas technologies / N. A. Yeremin, O. N. 

Sardanashvili // In: All-Russia scientific conference 

dedicated on the 30th anniversary of the IPNG 

RAS titled “The Fundamental Basis of Innovative 

Technologies in the Oil and Gas Industry.” – Moscow: 

IPNG RAS, 2017. – pp. 61–62. – (the Conferences 

series) 

8. D. A. Astafyev. Analyzing the feasibility of prospecting 

and exploration projects to be deployed on the East- 

Arctic portion of the continental shelf to identify the toppriority 

oil and gas accumulation zones / D. A. Astafyev, 

V. G. Kaplunov, V. A. Shein, A. G. Chernikov // Vesti 

Gazovoy Nauki: Modern approaches and advanced 

technologies in projects focusing on the development of 

Russian offshore oil and gas fields. – Moscow: Gazprom 

VNIIGAZ, 2013. – No. 3 (14). – pp. 70–78 

The original article was first published in the 

«Vesti Gazovoy Nauki» scientific journal no. 4, 2018. 

Published with thanks to the Gazprom VNIIGAZ LLC. 



91

RDCR 2018 

Форум RDCR-2019: место, где встречаются 

российское бурение и добыча 

RDCR 2019: Where the Russian Drilling 

and Production Industry Meet 

12 A 

апреля, 2019 г. застало команду TMG 

Worldwide за работой по проведению 

ежегодного форума RDCR – Скважинный 

Инжиниринг, в центре Москвы, в фешенебельном 

отеле Балчуг Кемпински, с прекрасным видом на 

Красную площадь. 

В этом году форум RDCR, который стал самым 

важным ежегодным собранием российского сектора 

бурения и добычи, не только продолжил работу своих 

традиционных технологических залах, посвященных 

бурению, строительству скважин и добыче, 

но и с гордостью, в партнерстве с АО Научноисследовательский 

и проектный центр газонефтяных 

технологий (АО «НИПЦ ГНТ»), организовал новый, 4-й 

зал, посвященный все более актуальной теме услуг 

супервайзинга. 

Форум RDCR-2019 собрал воедино всю 

производственную цепочку российского бурения 

и добычи, на полный день глубоких обсуждений 

за круглыми столами, в рамках мероприятия, 

нацеленного на обмен знаниями и передовым опытом, 

pril 12th, 2019 – saw the TMG Worldwide team host 

the annual RDCR, Well Engineering Forum, in central 

Moscow, held at the exclusive Kempinski Baltschug Hotel, 

overlooking Red Square. 

This year´s RDCR, which has fast become the most 

important yearly gathering for the Russian upstream 

sector, not only continued with its traditional multiple 

hall platform, covering; Drilling, Completions and 

Production – but was proud to host, in partnership with 

the The Research and Design Center for Gas and Oil 

Technologies (R&D Center for Gas&Oil Tech, JSC), a 

new Hall 4 – focussed on the ever increasing demand 

and implementation of Supervising Services. 

RDCR 2019 brought together the entire value chain within 

the Russian Drilling and Production sphere for a full day of 

in-depth roundtable style discussion - and with the principles 

of the event based upon the sharing of knowledge and best 

practices, the RDCR 2019 delivered exactly what it promised; 

with participants highlighting regional best practices, stories 

and case studies, intermixed with excellent presentations 

focussed on the latest technologies and services. 

92 



RDCR 2019 

и форум этого года был отмечен тем, что он и 

обещал всем участникам рынка – участием делегатов, 

делившихся передовым региональным опытом 

работы, обзорами и тематическими исследованиями, 

подкрепленными превосходными презентациями, 

освещением последних технологий и сервисов. 

Как всегда, полностью были представлены 

крупнейшие нефтянегазовые компании регионов, с 

экспертами по бурению и добыче от национальных 

и международных операторов, нефтедобывающие 

и сервисные компании, поставщики оборудования 

и технологий, а также множество региональных 

нефтегазовых институтов и университетов, принявших 

участие в сессиях дня. Форум RDCR-2019 предложил 

своим участникам отличную возможность послушать 

представителей высокого уровня от таких компаний, как 

Роснефть, Газпром нефть, ЛУКОЙЛ, Татнефть, Repsol, 

ALREP, Shell, и OMV, и многих других, и поучаствовать в 

непосредственных дискуссиях с ними. 

As usual, the region´s largest oil companies were in full 

attendance, with drilling and production experts from the 

national and international operators, drilling and service 

companies, equipment and technology providers as well 

as many regional oil and gas institutes and universities, 

taking part in the day’s proceedings. RDCR 2019 offered 

its participants an excellent platform to listen to and 

interact in discussions directly with high level speakers 

from companies such as; Rosneft, Gazprom Neft, Lukoil, 

Tatneft, Repsol, ALREP, Shell and OMV amongst many 

others. 

With such a high level participation from the senior 

decision makers within the Russian drilling and production 

sector – RDCR delivered an excellent platform for sharing 

knowledge and best practices, and the feedback from 

attendees was fantastic! 

С таким огромным уровнем представительства 

высшего руководства, принимающего решения в 

сфере российского бурения и добычи, форум RDCR 

явился отличной платформой для обмена знаниями и 

передовым опытом, и благодарные отзывы участников 

конференции не заставили себя ждать! 

Организаторы были также рады приветствовать 

на мероприятии 2019 года ряд лидирующих 

региональных и международных поставщиков 

нефтегазовых технологий и сервисов. Давние 

участники форума, компании Hardbanding Solutions и 

MTU были снова с удовольствием приняли участие 

как Золотые спонсоры форума, а партнеры по 

вопросам услуг супервайзинга, АО «НИПЦ ГНТ», не 

только в качестве Золотого спонсора форума, но и 

модератора сессий Зала 4. 

Компании NOV, McCoy, Caterpillar, NewTech Services, 

Derrick, Drilling Systems, Interwell, TGT и Baker Hughes 

выступили Серебряными спонсорами. Компания 

Downhole Products стала Бронзовым спонсором. 

Спонсорами форума также выступили компании: Eckel 

Industries, APS Technology, Intera, Timken Company, 

Краснодарский Завод Нефтемаш и Хадыженский 

Машиностроительный Завод, Klüber Lubrication, 

Буровая Компания ПНГ, Katch Kan, Заводоуковский 

машзавод (КЕДР), Caterpillar и Горнодобывающая 

компания Эверест. 

TMG Worldwide с огромным удовольствием выражает 

благодарность всем спонсорам и участникам 

мероприятия за их постоянную поддержку форума 

RDCR. Вместе мы продолжаем увеличивать ценность 

нашей отрасли через коллективное развитие 

российского сектора бурения и добычи. 

The organisers were also proud to welcome some of the 

region´s and world leading suppliers of oilfield technologies 

and services the 2019 event. Long-time participants 

Hardbanding Solutions and MTU were proud to return as 

Gold sponsors, with Hall 4, Supervising Service partners 

Centre for O&G, also sponsoring the event as Gold. 

NOV, McCoy, Caterpillar, NewTech Services, Derrick, 

Drilling Systems, Interwell, TGT and Baker Hughes made 

up the Silver Sponsors. Downhole Products, were Bronze 

Sponsor with Eckel Industries, Katch Kan, PNG Drilling, 

APS Technology, Timken, Kluber Lubrication, Intera, 

Everest Mining Company, JSC Krasnodar Plant Neftemash 

and Zavodoukovsky Machine-Building Plant making up 

the event associate sponsors. 

TMG Worldwide would like to thank and is proud of 

all event sponsors and participants for their continued 

support of RDCR. Together the RDCR will continue to 

bring value to the industry through collective development 

of the Russian drilling and production sector. 



93

RDCR 2018 

Статистика 

Делегатов: 475 

Спонсоров: 23 

74 

Делегатов от нефтегазовых компаний: 141 

Делегатов от буровых подрядчиков: 74 

141 

260 

Делегатов от сервисных компаний 

и компаний-поставщиков: 260 

Стран-участниц: 14 

Докладчиков: 41 

Делегаты от 

сервисных компаний 

и компанийпоставщиков 

Operating Company 

Delegates 

Делегаты 

от буровых 

подрядчиков 

Drilling Contractor 

Delegates 

Делегаты от 

нефтегазовых 

компаний 

Service and Vendor 

Company Delegates 

Quick Facts 

Delegates: 475 

Sponsors: 23 

Operating Company Delegates: 141 

Drilling Contractor Delegates: 74 

Service and Vendor Company Delegates: 260 

Countries Represented: 14 

Speakers: 41 



RDCR 2019 

Список докладчиков от операторов на 

форуме RDCR 2019: 

Роснефть: Дмитрий Крепостнов, Михаил Самойлов и 

Руслан Ягофаров 

РН-УфаНИПИнефть: Алия Давлетова 

Газпромнефть: Олег Калинин и Алексей Пешехонов 

Газпромнефть НТЦ: Антон Хомутов и Филипп Бреднев 

Газпромнефть-Восток: Сергей Королев 

ОАО Газпромнефть НТЦ: Сергей Симаков 

ЛУКОЙЛ Нижневолжскнефть: Георгий Чиханов 

НОВАТЕК: Ярослав Коровяйчук 

Татнефть: Игорь Гуськов 

ТатНИПИнефть: Рустем Катеев и Алмаз Мухаметшин 

Repsol: Артур Абальян и Эрик Абальян 

Alrep СП, Repsol Россия: Рустам Таджибаев 

Операции по разведке и добычи Shell в России: 

Антуан Д’Амур 

OMV Russia Upstream GmbH: Михаэль Нигг 

RDCR 2019, Operator Speakers Included: 

Rosneft: Dmitry Krepostnov, Mikhail Samoilov 

and Ruslan Yagofarov 

RN-UfaNIPIneft: Aliya Davletova 

Gazprom Neft: Oleg Kalinin & Aleksey N. Peshekhonov 

Gazpromneft NTC: Anton Khomutov & Philipp Brednev 

Gazpromneft-Vostok: Sergey Korolev 

LLC Gazpromneft-SRC: Sergey Simakov 

LUKOIL NVN: Georgy Chikhanov 

NOVATEK: Yaroslav Korovaychuk 

Tatneft: Igor V. Guskov 

TatNIPIneft: Rustem Kateev & Almaz Mukhametshin 

Repsol: Artur Abalain & Erik Abalian 

Alrep JV, Repsol Russia: Rustam Tadzhibaev 

Shell Exploration & Production Services (RF): 

Antoine D’Amore 

OMV Russia Upstream GmbH: Michael Nigg 

Спонсоры Sponsors 

Золотые Спонсоры / Gold Sponsors 

Серебряные Спонсоры / Silver Sponsors 

Бронзовые Спонсоры / Bronze Sponsors 

Спонсоры / Associate Sponsors 



95

RDCR 2018 

Зал №1 

Сервисы бурения и заканчивания скважин 

Зал №1, всегда популярный зал у участников форума 

RDCR, стал свидетелем отличной программы, 

подготовленной для мероприятия 2019 года, с 

обсуждениями, посвященными комплексным решениям 

бурения и заканчивания скважин. 

Оптимизация конструкции скважины, решения на 

основе передовых технологий в бурении, а также 

воздействие на окружающую среду были одними из 

ключевых тем 1-ой сессии, и ее модератор, Андрей 

Мельников, Заместитель начальника управления 

реконструкции скважин компании Роснефть, открыл 

заседание, в котором также участвовали компании 

Газпронефть НТЦ, Repsol Россия и Baker Hughes. 

Hall 1 

Drilling & Completion Services 

RDCR Hall 1, always a popular hall with RDCR participants 

saw an excellent agenda prepared for the 2019 event, with 

the discussions focused on complex drilling and completion 

solutions. 

Optimization of well design, advanced drilling solutions and 

environmental impact were some of the key topics and it 

was Session 1 moderator, Andrey Melnikov, Deputy Head 

of Well Reconstruction, Rosneft, who started Session 1 

proceedings, with Gazpromneft NTC, Repsol Russia and 

Baker Hughes making up the session participants. 

1-ая сессия 

Антон Хомутов, Директор Программ Технологического 

Развития, ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ. был первым 

вышедшим на сцену 1-ой сессии со своей 

презентацией, посвященной вопросам оптимизации 

конструкции скважин на Царичанском месторождении. 

Артур Абальян и Эрик Абальян, Инженеры по бурению 

компании Repsol, были следующими выступающими, 

с презентацией на тему «Комплексный инженерный 

подход к строительству первой в Центральной части 

Западной Сибири скважины с большим отходом от 

вертикали (индекс БОВ = 3.03)». 

Антон Хомутов, Директор Программ Технологического 

Развития, ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ 

Anton Khomutov, Director of the Technological Development 

Program at Gazpromneft NTC 

Session 1 

Anton Khomutov, Director of the Technological 

Development Program at Gazpromneft NTC was the first to 

take to the floor in session 1, making a presentation looking 

at Well Design Optimization on the Tsarichanskoe Field. 

Artur Abalain and Erik Abalain, Drilling Engineers at Repsol, 

were next presenting, focussing their talk on a Complex 

Engineering Approach to the Drilling of the 1st ERD Well (3.03 

Complexity Ratio) in the Central Part of Western Siberia. 

Эрик Абальян, Инженеры по бурению компании Repsol 

Erik Abalian, Drilling Engineer at Repsol 

Никита Безвенюк, Технико-коммерческий 

руководитель и Иван Литвинцев, Инженер по 

оптимизации бурения компании Baker Hughes 

закончили работу сессии, рассмотрев тему 

«Комплексные решение для бурения и закачивания 

скважин на Ачимовские пласты». 

Nikita Bezvenyuk, Completion Technical Sales Manager and 

Ivan Litvintsev, Drilling Applications Engineer from Baker 

Hughes finished of this session looking at Complex Solution 

for Drilling and Completion of the Achimov Formation. 

Session 2 

Dmitry Krepostnov, Project Engineer, Technology and 

Engineering Division, Well Construction Department at 

96 



23 Апреля 2020, Москва 

8-й RDCR - Скважинный Инжиниринг, RDCR-2020 

Новый расширенный формат 

• Технологические Рабочие группы 

• Расширенное технологическое направление, охватывающее полный цикл скважинного 

инжиниринга, от бурения до добычи, включая инженерное сопровождение буровых 

растворов, цементирование, заканчивание, ПНП и ГРП, КРС, целостность и крепление 

скважин, буровые установки и оборудование 

• Свыше 450 участников в 2019 году 

• Высокоуровневые делегаты из компаний: Роснефть, ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, Татнефть, 

Mol Group, НОВАТЭК, Подзембургаз, Repsol, РИТЭК, РуссНефть, РНГ, Сахалин Энерджи, 

Ямал СПГ и многие другие региональные нефтегазовые компании 

• Обязательное для участие мероприятие, охватывающее российский сектор бурения и добычи 

Скважинные технологии будущего доступны уже сегодня 

www.rdcr.ru

RDCR 2018 

Иван Литвинцев, Инженер по оптимизации бурения 

компании Baker Hughes 

Ivan Litvintsev, Drilling Applications Engineer, Baker Hughes 


Дмитрий Крепостнов, Руководитель проекта, 

Управление технологий и инжиниринга, Департамент 

строительства скважин компании Роснефть, начал 

работу второй сессии, обратив внимание участников 

на тему «Rosneft Drilltec B2 – основа повышения 

эффективности бурения скважин». 

Рустем Катеев, , к.т.н., Заведующий лабораторией 

ТатНИПИнефть, выступил следующим с очень 

интересной презентацией, озаглавленной 

«Актуализация технических требований и методик 

Дмитрий Крепостнов, Руководитель проекта, 

Управление технологий и инжиниринга, Департамент 

строительства скважин компании Роснефть 

Dmitry Krepostnov, Project Engineer, Technology and 

Engineering Division, Well Construction Department, Rosneft 

Rosneft started session 2, focused on Increasing Drilling 

Efficiency and Reducing Environmental Impact with 

Rosneft’s Drilltec B2 Drilling Fluid. 

Rustem Kateev, Head of Completion Laboratory, Ph.D. 

at TatNIPIneft, was next to speak, with a very interest 

presentation titled: Updating of Technical Requirements and 

Laboratory Test Methods for Cement - An Urgent Need 

for Technical Progress in the Construction of Wells in the 

Russian Federation. 

Рустем Катеев, к.т.н., Заведующий лабораторией 

ТатНИПИнефть 

Rustem Kateev, Head of Completion Laboratory, Ph.D., 

TatNIPIneft 

Филипп Бреднев, Начальник отдела 

высокотехнологичных проектов в бурении, 

ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ 

Philipp Brednev, Head of Drilling Technology Division, 

Gazpromneft NCT 



5-й KDR - Скважинный Инжиниринг 

12 Сентября 2019 

Дворец Независимости, Нур-Султан 

Проводится совместно с генеральным партнером и платиновым 

спонсором - АО НК «КазМунайГаз» 

На форуме, который пройдет в форме круглого стола, будут затронуты такие важные 

вопросы по скважинному инжинирингу, как: 

• Бурение через зоны низкого давления • Буровые растворы • Устойчивость стенок 

скважины • Заканчивание скважин • Цементирование скважин • ГРП • Многостадийный 

ГРП • Перфорация • Охрана труда и техника безопасности на буровых установках 

Партнер мероприятия 

+34 951 388 667 

www.kazdr.kz

RDCR 2018 

проведения лабораторных испытаний для 

тампонажных цементов – насущная необходимость 

технического прогресса при строительстве скважин в 

Российской Федерации». 



ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ, завершил работу 

утренней сессии, показав презентацию на тему 

«Автоматизированные устройства контроля притока 

в скважину – опыт первичного полевого испытания на 

Мессояхском месторождении». 


Gazpromneft NCT finished of the morning session, with his 

presentation reviewing Automated Inflow Control Devices - 

Field Experience of First Field Trial in the Messoyakha Field. 

Session 3 


Gazpromneft NCT was to speak after lunch, overviewing 

the Results of TAML-4 Well Construction in the 

Novoportovskoe Field. 

3-я сессия 



ГАЗПРОМНЕФТЬ НТЦ, был первым выступающим 

после обеда, который рассмотрел вопрос «Результаты 

строительства скважин на Новопортовском 

месторождении по 4му уровню сложности 

классификации TAML». 

Алмаз Мухаметшин, Ведущий научный сотрудник, 

ТатНИПИнефть выступал следующим с презентацией 

на тему «Разработка техники и технологии для 

создания герметичного соединения обсадных колонн 

в многоствольной скважине по 6 уровню сложности 

классификации TAML». 



Almaz Mukhametshin, Lead Research Scientist, TatNIPIneft 

Almaz Mukhametshin, Lead Research Scientist, 

TatNIPIneft, followed with the title: TAML 6 Completions, 

Creating A Hermetic Sealing Solution for Multilateral 

Wells. 

Georgy Chikhanov, Lead Drilling Engineer at Lukoil NTC 

finished this session with a case study: Well Completion 

Using Inflow Control Devices at the Filanovsky Oil Field. 

Session 4 

New to RDCR 2019, session 4 - “Digital Oilfield”. 

Георгий Чиханов, Ведущий инженер по бурению, 

ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть 

Georgy Chikhanov, Lead Drilling Engineer at Lukoil NTC 

Георгий Чиханов, Ведущий инженер по бурению, 

ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть, завершил заседание 

сессии, представив тематическое исследование 

«Многоствольное заканчивание 5 уровня с 

устройствами контроля притока Скв. №13 ЛСП-2 

месторождения им. В. Филановского». 

Rustam Tadzhibaev, Drilling Manager, Alrep JV, Repsol 

Russia – gave a comprehensive overview of what “the 

Digital Oilfield” consisted of with a focus on Digitalization 

in Oil&Gas Well Construction. 

Samoilov Vladimir Vasilievich, Director of the Scientific 

and Technical Centre ‘Automation, Measurements, 

Engineering’, followed up with a look at Maintaining 

Formation Pressure and Increasing Production of Heavy 

Oil using Digital Technology. 

100 



RDCR 2019 


Новая на форуме RDCR 2019, тематическая сессия 

«Цифровое месторождение». 

Рустам Таджибаев, Начальник управления бурения«Alrep», 

Repsol (Россия), представил всеобъемлющий обзор 

вопроса, из чего состоит «цифровое месторождение» с 

акцентом на цифровизацию процессов строительства 

нефтегазовых скважин. 



Almaz Mukhametshin, Lead Research Scientist, TatNIPIneft 

Рустам Таджибаев, Начальник управления 

бурения«Alrep», Repsol (Россия) 

Rustam Tadzhibaev, Drilling Manager, Alrep JV, Repsol 

Russia 

Самойлов Владимир Васильевич, директор «Научнотехнического 

центра «Автоматизация, измерения, 

инжиниринг» дочернего общества Татнефть, выступил 

следующим с обзором темы «Практические примеры 

применения цифровых технологий для повышения 

эффективности системы поддержания пластового 

давления (ППД) и добычи сверхвязкой нефти (СВН)». 

Nikita Kayurov, Deputy Director General for Geology, NNTC 

finished of this session discussing Integrated Technologies 

for Digital Drilling. 

Hall 2 

Drilling Equipment & Operations 

Hall 2, started the day with standing room only as RDCR 

participant packed into the “Moscow Conference Hall” to 

participate in a traditionally very lively discussion hall. Hall 

2 focusses on the latest equipment and operations related 

to drilling and this year’s event produced some excellent 

sharing of best practices and debate. 

Никита Каюров, Заместитель генерального директора 

по геологии ННТЦ, завершил работу этой сессии 

обсуждением вопросов цифровых технологий в 

современном бурении. 

Зал №2 

Буровое оборудование и операции бурения 

Зал №2 начал работу дня со стоячими местами 

только, поскольку «Московский конференц-зал» 

был буквально забит участниками форума RDCR, 

желающими поучаствовать в традиционно очень 

оживленных дискуссиях этого зала. 

Зал №2 был посвящен новейшему оборудованию 

и операциям, имеющим отношение к бурению, и 

Дин Силлеруд, Глава группы технической разработки 

Буровой компании «Евразия» 

Dean Sillerud, Head of the Technical Development Group at 

Eurasia Drilling 



101

RDCR 2018 

мероприятие в этом году показало замечательный 

обмен передовым опытом и многочисленные дебаты. 

Дин Силлеруд, Глава группы технической разработки 

Буровой компании «Евразия» был модератором первой 

сессии, привествовав участие в панели компаний 

Газпромнефть, OMV Russia и McCoy Global. 

Dean Sillerud, Head of the Technical Development Group 

at Eurasia Drilling, was the moderator of session one and 

welcomed Gazprom Neft, OMV Russia, and McCoy Global 

to the panel. 

Сергей Королев, Начальник отдела инжиниринга 

бурения, Управления по бурению скважин 

Газпромнефть-Восток, был первым выступающим 

на этой сессии, обсудившим вопрос «Оптимизации 

проекта бурения горизонтальных скважин за счет 

применения технологии бурения с управляемым 

давлением (MPD) в условиях трещиноватых 

карбонатных коллекторов». 

Ян Пауль, Менеджер по развитию научно-технического 

сотрудничества и Михаэль Нигг, Менеджер по бурению 

OMV Russia Upstream GmbH, были следующими 

выступающими, которые совместно осветили 

операцию рекордного бурения обсадной колонной, 

выполненной компанией OMV. 

Сергей Королев, Начальник отдела инжиниринга 

бурения, Управления по бурению скважин 

Газпромнефть-Восток 

Sergey Korolev, Head of Drilling Engineering Department for 

Gazprom Neft Well Drilling Department 

Sergey Korolev, Head of Drilling Engineering Department for 

Gazprom Neft Well Drilling Department, was the first person 

to speak in this session, discussing Optimizing Horizontal 

Drilling in Fractured Carbonate Reservoirs Using MPD. 

Михаэль Нигг, Менеджер по бурению OMV Russia 

Upstream GmbH 

Michael Nigg, Chief Scientist and Technology Manager for 

OMV Russia Upstream GmbH 

Aлександр Астахов, Представитель по России и 

странам бывшего Советского Союза компании McCoy 

Global, и постоянный выступающий на форумах 

RDCR вышел на сцену с презентацией «Чем больше 

передовых технологий, тем больше приложений». 


Замир Абдуллаев, к.ю.н., MBA, Генеральный директор 

Буровой Компании ПНГ был первым выступающим 

на этой сессии, с презентацией, озаглавленной 

«Опыт Буровой Компании ПНГ по эксплуатации 

Aлександр Астахов, Представитель по России и 

странам бывшего Советского Союза компании McCoy 

Global 

Alexander Astakhov, McCoy Global Representative for 

Russia and Former Soviet Union Countries 

102 



RDCR 2019 

Jan Paul, Drilling Manager and Michael Nigg, Chief Scientist 

and Technology Manager for OMV Russia Upstream 

GmbH, were next up, who between them highlighted a 

record breaking Casing While Drilling operation by OMV. 

Presenting next was Alexander Astakhov, McCoy Global 

Representative for Russia and Former Soviet Union 

Countries and a regular RDCR speaker who took to the 

lectern with a presentation titled “The more advanced 

technologies, the more applications”. 

Замир Абдуллаев, к.ю.н., MBA, Генеральный директор 

Буровой Компании ПНГ 

Zamir Abdullaev, Ph.D., MBA, General Director for PNG 

Drilling Company 

роботизированных буровых установок нового 

поколения в России». 

Session 2 

Zamir Abdullaev, Ph.D., MBA, General Director for PNG 

Drilling Company, was first to speak in this session, with 

his presentation titled; PNG Drilling Company Experience in 

Operation of the New Generation Robotized Drilling Rigs in 

Russia. 

Dmitry Usoltsev, General Director, Hydrobur-service LLC, a 

Newtech Services company, and next to speak, focussed 

his discussion, titled: Drilling Tools Manufacturing in Russia: 

New Horizons. 

Дмитрий Усольцев, Генеральный директор ООО 

«Гидробур-сервис», НьюТек Сервисез был следующим 

выступающим, который осветил тему «Производство 

бурового оборудования в России – новые горизонты». 

Сергей Алентьев, Коммерческий Директор STEP 

Oiltools (Derrick), продолжил работу сессии с 

презентацией «Насколько важна система очистки в 

процессе бурения скважин?». 

Дмитрий Усольцев, Генеральный директор ООО 

«Гидробур-сервис», НьюТек Сервисез 

Dmitry Usoltsev, General Director, Hydrobur-service LLC, a 

Newtech Services Company 

Sergey Alentev, Head of Sales for STEP Oiltools (Derrick), 

followed with his speech titled: How Important is Solids 

Control Equipment for your Drilling? 

Сергей Алентьев, Коммерческий Директор STEP Oiltools 

(Derrick) 

Sergey Alentev, Head of Sales for STEP Oiltools (Derrick) 

Igor Malyshev, Deputy General Manager of the company 

Energomontor, finished of this session, his presentation 

discussed; The Application of CAT internal Combustion 

Engines and Transmissions in Power Units for Mud Pumps 

and Winches in Russia. 



103

RDCR 2018 

Игорь Малышев, Заместитель генерального директора 

ООО «Энергомотор», завершил работу сессии 

обсуждение в своей презентации темы «Применение 

ДВС и трансмиссий САТ в приводах буровых насосов и 

лебедок в России». 


Модератором этой сессии был г-н Алексей 

Садовников, Генеральный директор «ДП Мастер». 

Session 3 

Event moderator for this session was Mr. Alexey 

Sadovnikov, General Director of DP Master. 

Oleg Fomin, Consultant, Oil and Gas Production Industry, 

was first to speak on; Drill Pipe Identification and Asset 

Management Using RFID Tags 

Олег Фомин, Консультант по нефтегазодобывающей 

отрасли компании BDO Consulting, выступил первым на 

тему «Идентификация и учёт наработки бурильных труб 

с помощью RFID-меток». 

Г-н Колин Дафф, директор «Hardbanding Solutions 

для Duraband NC, которому многие отдают 

должное за все более растущее применение 

твердосплавных наплавок (hardbanding) в России, 

выступил следующим с речью на тему «Duraband 

NC: Только качественный твердосплавный материал 

обеспечивает значительную экономию средств за 

счёт защиты буровой колонны». 

Сергей Федоров – Профессор, к.т.н. и Юлия Иванова 

- Доцент Кафедры Технология машиностроения, 

к.т.н., МГТУ им. Н. Э. Баумана, завершили работу 

этой сессии презентацией на тему «Новые разработки 

по повышению износостойкости резьб НКТ, 

переводников, бурильных труб, корпусов УЭЦН 

электромеханической обработкой». 

Олег Фомин, Консультант по нефтегазодобывающей 

отрасли компании BDO Consulting 

Oleg Fomin, Oil&Gas Consultant, BDO Consulting 

Mr. Colin Duff, Hardbanding Solutions Director for Duraband 

NC, who many credit for the ever increasing usage of 

hardbanding in Russia, was next to present with his 

speech title: Only a Quality Hardbanding Material Results in 

Significant Cost Savings While Protecting the Drill String 

Сергей Федоров, Профессор, к.т.н. МГТУ им. Н. Э. 

Баумана 

Sergey Fedorov, Professor, Ph.D, Bauman Moscow State 

Technical University 

Колин Дафф, Директор «Hardbanding Solutions для 

Duraband NC 

Colin Duff, Hardbanding Solutions Director for Duraband NC 

104 



RDCR 2019 

Зал №3 

«Внутрискажинные работы и добыча» 

Зал №3, новый дискуссионный зал, впервые появившийся 

на форуме RDCR в 2018 году, был посвящен региональной 

добыче и операциям по обеспечению герметичности 

скважин, модератором которого стал ветеран 

форумов RDCR г-н Мартин Райленс, старший 

советник по глобальным операциям BP Russia. 

Г-н Райленс начал свое выступление освещением 

задач текущего дня, указав на то, что форум RDCR 

был основан 7 лет назад, с целью развития доброго 

общения и взаимодействия между российскими 

компаниями, чтобы обмениваться знаниями и 

передовым опытом, имеющим место в каждом 

регионе. Идея RDCR состоит в том, чтобы общаясь, 

участники отрасли способствовали росту и успешному 

развитию всего сектора в целом, и каждый участник 

вынесет из этого пользу. 

Sergey Fedorov - Professor, Ph.D and Julia Ivanova - 

Associate Professor, Engineering Technology Department, 

Ph.D for Bauman Moscow State Technical University: 

finished this session with their presentation titled; Improving 

Wear Resistance of Threads, subs, Drill pipes, casing and 

ESP Systems by electromechanical Treatment. 

Hall 3 

Well Integrity, Interventions & Production 

Operations 

Hall 3, a new discussion hall from RDCR 2018, was focused 

specifically on regional production and well integrity operations 

with the moderator for this hall, being RDCR veteran Martin 

Rylance, VP GWO Russia Global Sr. Advisor, BP Russia. 

Mr. Rylance started by outlining the goals of the day, 

highlighting that RDCR was set up 7 years ago, with the 

goal promoting good communication and interaction 

between Russian companies to share knowledge and best 

practices within the region. The idea of RDCR is that with 

the industry speaking together, the entire sector can grow 

and develop successfully as one, with everyone benefiting. 

Roundtable Session 1 

Yaroslav Korovaychuk, Head of Field Development Team 

for NOVATEK, was to start the discussions, with his 

presentation: Multi-Stage Fracturing of High-Pressure Gas 

Formations. 

Mikhail Samoilov, Head of Hydraulic Fracturing Sub- 

Department for “RN - Peer Review and Technical 

Ярослав Коровайчук, Начальник отдела разработки 

компании НОВАТЭК 

Yaroslav Korovaychuk, Head of Field Development Team for 

NOVATEK 


Ярослав Коровайчук, Начальник отдела разработки 

компании НОВАТЭК, был первым выступающим, 

открывшим дискуссию своей презентацией на тему 

«Опыт Многостадийного гидроразрыва газового пласта 

с АВПД». 

Михаил Самойлов, Начальник отдела инженерной 

поддержки Роснефть ООО «РН-ЦЭПиТР», выступил 

следующим, представив презентацию «Кислотнопропантный 

ГРП: шаг вперед ГРП». 

Михаил Самойлов, Начальник отдела инженерной 

поддержки Роснефть ООО «РН-ЦЭПиТР» 

Mikhail Samoilov, Head of Hydraulic Fracturing Sub- 

Department for “RN - Peer Review and Technical 

Development Center”, LLC, Rosneft 



105

RDCR 2018 

НОВ Комплишн Тулз, выступил вслед за этим с 

презентацией, озаглавленной «Оптимизированный 

дизайн скважин». 

Сергей Симаков, Руководитель направления 

внутрискважинных работ Научно-технического 

Центра, Газпромнефть, завершил выступления сессии, 

обратив внимание участников на тему «ГНКТ – вызовы 

сегодняшнего дня. От задач к оборудованию». 

Development Center”, LLC, Rosneft, was next up, 

presenting; Acid-Proppant Fracturing Treatments: the Step 

Forward. 

Mikhail Pustovalov, Senior Application Engineer for NOV 

Completion Tools, then made the presentation titled; 

Optimized Well Completion Design. 

Сергей Симаков, Руководитель направления 

внутрискважинных работ Научно-технического Центра, 

Газпромнефть 

Sergey Simakov, Well Intervention Manager for LLC 

Gazpromneft-STC 


Алия Давлетова, Главный специалист, Представитель 

РН-УфаНИПИнефть, открыла выступления 2-ой сессии 

презентацией «Геомеханическое моделирование – 

инструмент анализа рисков при бурении». 

Александр Замковой, Менеджер по развитию бизнеса, 

Россия и Прикаспийский регион, представитель 

компании TGT, обсудил вопрос на тему: «Новые 

системы диагностики компании TGT сквозь несколько 

скважинных барьеров, позволившие обнаружить 

негерметичности проблемных скважин в Сибири». 

Арильд Стейн, Глобальный менеджер по электронным 

продуктам компании Interwell, для которого это была 

первая презентация на форуме RDCR, заострил свое 

внимание на теме «Тестирование и документирование 

состояния средств обеспечения герметичности 

буровой скважины». 

Олег Калинин, Руководитель направления компании 

Газпром Нефть, был последним выступающим на этой 

сессии, со своей презентацией «Геомеханическое 

моделирование для прогноза зон катастрофических 

поглощений». 


Михаил Пустовалов, Старший инженер-технолог НОВ 

Комплишн Тулз 

Mikhail Pustovalov, Senior Application Engineer for NOV 

Completion Tools 

Sergey Simakov, Well Intervention Manager for LLC 

Gazpromneft-SRC, was the final speaker in this session 

with his focus; COIL Tubing – Current Challenges. From 

Objectives To Equipment. 

Roundtable Session 2 

Aliya Davletova, Chief Specialist Representative for RN- 

UfaNIPIneft, started the speaking in session 2, with a 

presentation titled; Geomechanical modeling - a tool for 

analyzing risks during drilling. 

Alexander Zamkovoi, TGT, Business Manager for Russia 

& Caspian Region, discussed: New TGT Through-Barrier 

Diagnostics - Helping Ensure Seal Integrity in Challenging 

Wells in Siberia 

Arild Stein, Global Product Line Manager Electronics 

from Interwell, making their first presentation at RDCR, 

focused his speech on: In Well Barrier Integrity Testing and 

Documentation. 

Oleg Kalinin, Functional Manager for Gazprom Neft, was 

the last speaker of this session, with his presentation; 

Geomechanical Modeling Predicition for the Total Loss 

Zones 


RDCR 2019 



107

RDCR 2018 

Алия Давлетова, Главный специалист, Представитель 

РН-УфаНИПИнефть 

Aliya Davletova, Chief Specialist Representative for RN- 

UfaNIPIneft 

Александр Замковой, Менеджер по развитию 

бизнеса, Россия и Прикаспийский регион, 

представитель компании TGT 

Alexander Zamkovoi, TGT, Business Manager for Russia & 

Caspian Region 

Арильд Стейн, Глобальный менеджер по электронным 

продуктам компании Interwell 

Arild Stein, Global Product Line Manager Electronics from 

Interwell 

Олег Калинин, Руководитель направления компании 

Газпром Нефть 

Oleg Kalinin, Functional Manager for Gazprom Neft 



RDCR 2019 

В заключение мероприятия, общение и 

знакомство друг с другом на коктейльной 

вечеринке и развлекательная программа 

Форум RDCR-2019 был днем, насыщенным событиями 

с глубокими и содержательными дискуссиями, 

которые проходили во всех четырех залах форума. 

Результатов всего мероприятия стали замечательные 

обсуждения, презентации и сессии вопросов и ответов, 

где компании-докладчики делились своим новейшим 

передовым опытом и знаниями со всеми участниками 

форума RDCR, на благо дальнейшего развития 

отрасли в целом. 

По завершении последних дискуссий дня настало 

время для всех участников немного расслабиться 

и получить удовольствие от полезного общения и 

знакомства друг с другом в менее формальной и 

более расслабленной обстановке, во время просмотра 

представлений развлекательной программы. 

Вслед за выступлением местных артистов, показавших 

свою развлекательную программу, все были 

приглашены на коктейльную вечеринку, где участники 

форума RDCR-2019 могли свободно обменяться 

впечатлениями, полученными от дискуссий всего 

прошедшего дня, в общении со своими друзьями и 

новыми знакомыми по бизнесу. 

Post Show “Networking” Cocktail Reception 

and Live Entertainment 

RDCR 2019 was an action packed day with in-depth 

discussions taking place across all 4 Halls. The event 

produced excellent conversations, presentations and Q&A 

sessions with speaking companies sharing their latest best 

practices and knowledge with all RDCR participants to 

promote collective growth. 

Once the day’s final discussions were complete, it was time 

for all participants relax and enjoy some quality networking 

in a less formal and more relaxed atmosphere whilst 

enjoying the evening spectaculars. 

All participants were treated to a cocktail reception followed 

by live entertainment from local artists, giving RDCR 2019 

participants time to review the day’s discussions amongst 

friends and new business contact. 

The feedback from participants to RDCR 2019 was 

outstanding with an excellent day enjoyed by all. 

Отзывы участников форума RDCR-2019 были 

замечательными – это был отличный день, 

проведенный каждым его участником. 



109

RDCR 2018 

Щебетов А.В. Генеральный Директор АО Научно-исследовательский и 

проектный центр газонефтяных технологий (АО «НИПЦ ГНТ») 

Alexey Schebetov, General Director, The Research and Design Center for Gas 

and Oil Technologies (“R&D Center for Gas&Oil Tech”, JSC) 

Итоги работы Зала «Супервайзинг бурения и 

нефтегазодобычи» на Круглом Столе RDCR-2019 

New to RDCR-2019 Supervision Services Hall 

“Supervision in Drilling and Oil&Gas Production” 

В 

этом году на Круглом Столе RDCR-2019 

впервые был организован Зал «Супервайзинг 

в бурении и нефтегазодобыче», где в формате 

открытого диалога между супервайзинговыми 

предприятиями и представителями нефтегазовых 

компаний обсуждались актуальные вопросы развития 

супервайзинга. В настоящий момент супервайзинг 

бурения и нефтегазодобычи как вид нефтесервисных 

услуг выделился в отдельную отрасль и развивается 

семимильными шагами. Практически все российские 

нефтяные компании используют этот управленческий 

инструмент в бурении, ремонте скважин, проведении 

сейсмических исследований. С принятием 

профессионального стандарта «Буровой супервайзер 

в нефтегазовой отрасли» Министерством труда РФ 

27 ноября 2014 года и переходом большинства 

нефтяных компаний на контрактование буровых 

услуг по системе раздельного сервиса значимость и 

ответственность супервайзинга значительно выросли. 

F 

or the first time at the RDCR-2019 Roundtable, a 

Hall focused on “Supervision in Drilling and Oil&Gas 

Production” was organized where the actual issues of 

supervision development were discussed in open dialogue 

between supervision companies and the representatives 

of oil and gas companies. The supervision of drilling 

and oil and gas production, which has seen an ever 

increasing importance within the region, has separated 

into a separate sector which has seen huge recent 

developments. Practically all of the Russian petroleum 

companies employ this managerial tool in drilling, 

well workover, seismic surveys. The significance and 

responsibility of supervision have considerably grown 

since the professional standard “Drilling Supervisor in the 

Oil and Gas Industry” was introduced by the RF Ministry 

of Labor and Social Protection on November 27th, 2014, 

and the majority of oil companies have experience the 

transition to contracting drilling services on a dailyrate 

service basis. 

110 



RDCR 2019 

Вместе с тем, существуют разные точки зрения 

на развитие супервайзинга (например, развивать 

«внутренний» или «внешний» супервайзинг); 

требования к квалификации и уровню подготовки 

полевых супервайзеров разнятся от компании 

к компании; между нефтяными компаниями и 

подрядчиками, оказывающими супервайзинговые 

услуги, до сих пор нет единства в понимании роли 

супервайзинга и оценки его эффективности; нет 

четкой процедуры внедрения инновации в данный 

вид услуг. Учитывая всю важность и остроту 

возникших вопросов и противоречий, в этом году 

тематика супервайзинга выделена в отдельный 

зал «Супервайзинг бурения и нефтегазодобычи», 

организатором которого выступило ведущее 

супервайзинговое предприятие – АО «Научноисследовательский 

и проектный центр 

газонефтяных технологий». 

Повестка работы Зала 

была сформирована в 

соответствии с текущим 

запросом отрасли и 

актуальностью проблем 

и логически была 

разделена на три сессии. 

Так, в сессии «Текущее 

состояние супервайзинга 

в РФ» обсуждались 

доклады, в которых 

излагался опыт российских 

нефтегазовых компаний 

по созданию внутренних 

служб супервайзинга. 

Секция «Инновации в 

супервайзинге» была 

посвящена различным 

способом повышения 

эффективности супервайзинга за счет внедрения 

передовых технологий и цифровизации. В секции 

«Супервайзинг за рубежом» зарубежные коллеги 

поделились своим опытом и видением супервайзинга 

в бурении. 

Открыл программу Зала ключевым докладом 

«Современные тенденции развития супервайзинга» 

модератор - Генеральный директор АО «НИПЦ ГНТ» 

Щебетов Алексей Валерьевич. По словам спикера 

рынок супервайзинга уже сформировался: в РФ 

работают порядка 40 супервайзинговых компаний, 

объем рынка составляет более 4 млрд.рублей в год, а 

количество супервайзеров превышает 2 500 человек. 

Вслед за обзором рынка супервайзинга РФ, его 

основных игроков, объема и принципов работы 

However, there does exist different views on the 

development of supervision services (for instance, is it 

better to develop the “internal” or “external” supervision 

services?), the requirements for qualification and level of 

training of field supervisors which can vary from company 

to company, and up to now, there is no unity among oil 

companies and supervision contractors in understanding 

of the role of supervision and the evaluation of its efficiency 

- so a clear procedure of introducing innovations into 

this type of services is missing. Taking into account the 

importance of the issues and contradictions that are now 

arising now, the topic of supervision was organized into 

a separate Hall of “Supervision in Drilling and Oil&Gas 

Production” this year, which was organized by the “R&D 

Center for Gas&Oil Tech”, JSC. 

The agenda of the Hall was 

developed in compliance 

with the present challenges 

of the industry and the 

urgency of issues, and it was 

divided into three key topic 

sessions. For example, the 

first session “The Current 

Status of Supervision in RF” 

discussed the experiences 

of the Russian oil and gas 

companies and focused 

on the establishment of 

their internal services of 

supervision. The second 

session, “Innovations in 

Supervision” was devoted 

to various methods of 

enhancing the efficiency 

of supervision due to the 

introduction of advanced 

technologies and 

digitalization. The third 

session “International Supervision” had the discussions of 

our foreign colleagues sharing their experience and vision 

of the role of supervision in drilling. 

Щебетов А.В.: «Считаю, что 

супервайзинг в России стал 

полноценной отраслью» 

Alexey Schebetov: “I believe supervision has 

become a full-fledged sector in Russia now” 

The Hall agenda was opened by its moderator, General 

Director of “R&D Center for Gas&Oil Tech” JSC, Alexey 

Schebetov in his keynote speech “The Modern Trends 

in the Development of Supervision”. According to the 

speaker, the supervision market has already shaped up in 

RF: circa 40 supervision companies are now working in 

RF, the market volume has reached over 4 bln. rubles per 

year, and the number of supervisors stands at over 2.500 

specialists now. 

Following the review of the supervision market in Russia, 

of its major players, of the scope of jobs and principles of 

operation, the speaker dwelled upon the modern trend 



111

RDCR 2018 

докладчик подробно остановился на такой 

современной тенденции как управленческий 

супервайзинг, который возник в связи с переходом 

большинства нефтегазовых компаний на 

контрактование бурения по принципу «раздельного 

сервиса». Как следствие, изменились требования 

к квалификации и компетенциям полевого 

супервайзера, появилась необходимость развития 

системы обучения и подготовки супервайзеров, 

требуется внедрение инновационных технологий. 

Продолжил работу первой сессии Гуськов Игорь 

Викторович, начальник Управления супервайзинга 

ПАО Татнефть с докладом «Создание службы 

супервайзинга для управления строительством 

скважин по принципу 

раздельного сервиса». 

Центральной темой 

выступления стал опыт 

создания и становления 

службы супервайзинга 

для управления 

строительством скважин 

по принципу раздельного 

сервиса в ПАО «Татнефть», 

начиная от структуры 

супервайзинговой 

службы и заканчивая 

стандартизацией работы 

супервайзеров. Немалый 

вклад в успешную работу 

супервайзинга ПАО 

Татнефть вносит стратегия 

взаимодействия с 

подрядчиками, основанная 

на принципе долгосрочного 

сотрудничества. Компания 

мотивирует и поощряет своих Подрядчиков. 

Только таким образом, по словам докладчика, 

можно получить лучший результат на скважине 

при раздельном сервисе. Отдельно докладчик 

остановился на вопросах оценки эффективности 

работы и обучения супервайзеров. 

Закончил работу первой сессии Ягофаров Руслан 

Ильдарович, Старший менеджер отдел поддержки 

и аудита супервайзинга ПАО Роснефть, с докладом 

«Развитие бурового супервайзинга в ПАО 

Роснефть». Продемонстировав динамику роста 

бурения ПАО Роснефть, докладчик акцентировал, 

что для успешного бурения необходимо развивать 

не только технологии, но и супервайзеров. Далее 

докладчик представил основные позиции стратегии 

развития собственного супервайзинга ПАО 

Роснефть. Компания собирается увеличить долю 

собственного супервайзинга до 75% к 2022 году. С 

Гуськов И.В.: «Супервайзера нужно 

оценивать только по тем вещам, на 

которые он непосредственно влияет» 

of the managerial supervision which emerged as a result 

of a transition from the regional oil and gas companies, 

moving their contracting system to be based on “dailyrate 

services”. As a consequence, the requirements to 

qualification and competencies of a field supervisor have 

changed; the development of education and training 

system for supervisors is demanded now, as well as the 

introduction of innovation technologies. 

Discussions in the first session were then continued 

by Igor Guskov, the Head of Supervision Department 

at “Tatneft”, PJSC, with his report “Development of 

the Supervision Services for the Well Construction 

Department Based on the Principle of Daily-Rate”. 

The central theme of his address was the experience 

of establishing and 

development of the 

supervision services for 

the Well Construction 

Department within “Tatneft”, 

PJSC, on the basis of 

the principle of dailyrate 

services, beginning 

from the structure of 

supervision services and 

ending with standardization 

of supervisor’s job. A 

considerable overview 

into the successful 

supervision activities within 

“Tatneft”, PJSC – which 

as succeeded through 

the strategy of interaction 

with contractors, based 

on the principle of longterm 

cooperation. The 

company motivates and 

encourages its Contractors. Only in this way, according 

to the speaker, it is possible to achieve the best well 

production, employing separated services. As a separate 

issue, the speaker dwelled upon the issues of evaluating 

the efficiency of supervisors’ work and training. 

I.V. Guskov: “A supervisor should be only 

evaluated by the things he can directly 

control” 

To conclude session one discussions, the next speaker 

was Ruslan Yagofarov, Senior Manager of the Supervision 

Support and Auditing Department of “Rosneft”, PJSC, 

with his report “Development of Drilling Supervision 

in “Rosneft”, PJSC”. Illustrating the pattern of growth 

in drilling operations at “Rosneft”, PJSC, the speaker 

focused on the statement that it’s not only technologies 

that should be developed to maintain successful drilling 

but supervisors as well. Further on the speaker presented 

the basic position of the Company’s own supervision 

services development strategy with the company set 

to increase the share of its own supervision services 

up to 75% by the year of 2022. With this view in mind, 

112 



RDCR 2019 

этой целью актуализируется внутренний стандарт 

по супервайзингу, создана функция поддержки и 

аудита супервайзинга, создана процедура приема на 

работу и удержания супервайзеров на основе оценки 

их компетенций в области ПБ и ОТ и технических 

знаний, реализуется программа подготовки молодых 

инженерных кадров. 

В конце доклада Ягофаров Р.И. продемонстрировал 

отчет аудитора одного из дочерних обществ с 

оценкой как полевых супервайзеров, так и системы 

супервайзинга в целом. Полевой персонал 

оценивается по 7 основным компетенциям, где 

основным является навык управления подрядчиком 

при раздельном сервисе. 

Вторая сессия 

Зала открыла 

тематику инноваций 

в супервайзинге. 

Профессор РГУ нефти 

и газа им.И.М.Губкина 

Кульчицкий Валерий 

Владимирович представил 

свое видение дальнейшего 

развития супервайзинга в 

докладе «Управляющий 

геосупервайзинг 

- инновационные 

технологии в 

производстве, 

образовании и науке». 

Именно геосупервайзинг, 

состоящий в 

совмещении функций 

геолого-технических 

исследований (ГТИ) и 

бурового супервайзинга при бурении скважин, дает 

существенный синергетический эффект. В результате 

прямого доступа бурового супервайзера к исходным 

данным ГТИ сокращается время на принятие 

решений, выявляется скрытое непроизводительное 

время, уменьшается время на составление 

отчетности. Партия ГТИ и буровой супервайзер 

фактически формируют единую управленческую 

команду. Геосупервайзинг должен интегрировать 

в себя все информационные потоки, весь 

информационный сервис на буровом объекте. 

По словам профессора, первый этап трансформации 

супервайзинга в геосупервайзинг должен состоять 

в переходе всех подрядчиков на единую цифровую 

платформу для обмена потоками информации на 

объекте. Следующий этап – это цифровизация контроля 

буровых растворов. И, наконец, последний этап – это 

цифровизация наклонно-направильного бурения. 

the corporate standard for supervision services was 

created, to ensure supervision support and auditing, and 

a procedure for employing and maintaining supervisors, 

based on the evaluation of their competencies in the field 

of HSE and engineering knowledge. A program for training 

of young engineering personnel has been implemented. 

Concluding his report, Ruslan demonstrated the report 

of an auditor of one of the Company’s subsidiaries with 

the evaluation of both supervisors and the entire system 

of supervision services as well. The evaluation of the field 

personnel was based on the 7 core competencies where 

the major one was the skill of managing a contractor 

under the system of separated services. 

The second session of 

Hall 4, was opened with 

the discussions focused 

on innovations within 

supervising. Professor 

of the Gubkin State 

University of Oil and 

Gas, Valery Kulchitsky 

presented his vision of the 

continued development of 

supervision services in his 

report “The Managerial 

Geo-Supervision as 

Innovative Technologies 

in Production, Education 

and Science”. It is the 

Geo-Supervision as a 

combination of mud-logging 

and drilling supervision in 

the process of drilling wells, 

that takes its synergistic 

effect. Direct access of 

the drilling supervisor to the raw data results in reduced 

decision-making time, revealed hidden non-productive 

time, and reduced time for the drawing up of reports. 

A mud-logging team and drilling supervisor actually form a 

solid administrative team. Geo-Supervision is supposed to 

integrate all of the information streams, all the information 

services at a drilling site. 

Кульчицкий В.В.: «Главная задача 

цифровизации в бурении – это 

исключить человеческий фактор при 

принятии решений» 

V.V. Kulchitsky: “The major objective of 

digitalization in drilling is to rule out human 

factor in decision making” 

According to the professor, the first stage of the 

transformation of supervision into Geo-Supervision will be 

the transition by all contractors onto a common platform 

for the exchange of information streams at a drilling site. 

The next stage shall be the digitalization of drilling mud 

system. And lastly, the final stage is the digitalization of 

controlled directional drilling. 

The following presentation titled the “Development 

and Implementation of a Set of Technologies of 

Digital Supervision for the Current Well Servicing 



113

RDCR 2018 

В следующем докладе «Создание и внедрение 

комплекса технологий цифрового супервайзинга 

текущего и капитального ремонта скважин 

(ТКРС)» Пархоменко Артем Константинович, 

Заместитель Генерального Директора АО «НИПЦ 

ГНТ», представил положительный опыт внедрения 

геосупервайзинга в ООО «Лукойл Западная Сибирь» 

Стандартный мобильный пост супервайзера ТКРС был 

оборудован станцией контроля закачки жидкостей 

(СКУТП-1), которая позволяла измерять, записывать 

и транслировать онлайн параметры закачиваемого в 

скважину раствора в нагнетательной линии: давления, 

температуры, плотности и скорости расхода. В 

результате совмещения супервайзинга и контроля 

параметров закачки достигнут синергетический 

эффект: распоряжения по исправлению выявленных 

нарушений технологий супервайзером отдавались 

Подрядчику, согласовывались с Заказчиком и 

контролировались незамедлительно. Помимо этого, 

удалось предотвратить искажение информации и 

фальсификацию сводки от сервисного подрядчика по 

ТКРС. В течение короткого времени за счет внедрения 

геосупервайзинга удалось достичь значительного 

улучшения качества работ ТКРС на скважинах. 

Тему инноваций в супервайзинге продолжил 

доклад «Повышение эффективности деятельности 

ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с помощью 

супервайзеров по «Техническому пределу», в 

котором автор - Пешехонов Алексей Николаевич, 

Генеральный директор Global Performance 

Improvement - поделился позитивным опытом 

и выдающимися результатами внедрения 

управленческих инструментов «Технический 

предел». По словам докладчика, суть «Технического 

предела» заключается в правильной организации 

труда, что позволяет персоналу достигать 

выдающихся результатов. За основу взята модель 

5П – «Планируем совместно», «Производим работу», 

«Постоянно измеряем», «Понимаем динамику», 

«Принимаем решение». К каждому элементу есть 

свой набор управленческих инструментов, таких как 

планерки, «Бурение на бумаге», блок-схемы, сетевые 

графики и т.д. Центральное место в «Техническом 

пределе» занимает система ключевых показателей 

эффективности (КПЭ), по которой оцениваются все 

полевые супервайзера. 

В конце доклада Пешехонов А.Н. отдельно 

отметил необходимость развивать у полевых 

супервайзеров три основных навыка: управленческий, 

коммуникационный и личностный. 

Третья Сессия Зала: «Супервайзинг за рубежом» 

На этой сессии выступили представители 

супервайзинговых служб иностранных компаний, а 

and Workovers (WSWO)” was presented by Artem 

Parkhomenko, Deputy General Director of “R&D Center 

for Gas&Oil Tech”, JSC, where he spoke about the 

positive experience of the introduction of supervision at 

“Lukoil - West Siberia”, LLC. A standard vehicle for the 

WSWO supervisor was equipped with a fluid injection 

monitoring unit (SKUTP-1) which made it possible to 

measure, record and perform online transmission of the 

parameters of the mud inside a delivery line injected 

into a well: the data of pressure, temperature, density 

and consumption rate. Synergistic effect was achieved 

as a result of such combination of the operations of 

drilling supervision and surface logging: Supervisor’s 

directives to resolve technical violations discovered in 

Contractor’s performance were given to Contractor, 

agreed with Customer and controlled immediately. 

In addition, success was achieved by preventing any 

misrepresentation and fraudulent reporting by the 

WSWO service contractor. Over short time, due to 

implementation of the concept of geo-supervision, it 

was made possible to achieve significant improvement 

in the quality of WSWO operations. 

The topic of innovations in supervision was continued 

within the presentation titled The Enhancement of 

Efficiency in Operations at “Slavneft-Megionneftegas”, 

JSC, with the Use of Supervisors Based on “Technical 

Limit”, where its author, Alexey Poshekhonov, General 

Director of Global Performance Improvement, shared 

with the audience a positive experience and outstanding 

results from the introduction of the “Technical Limit 

managerial tools.” 

According to the speaker, the essence of “Technical 

Limit” is in the correct organization of labor, which enables 

personnel to achieve outstanding results. The mnemonic 

model of “5P” was taken as a basis i.e. “Planning 

together”, “Executing the job”, “Continuously Measuring”, 

“Understanding the dynamics”, “Making decision”. Each 

element has its own set of managerial tools, such as 

kick-off meetings, Drill Well on Paper (DWOP), flow 

diagrams, net graphs, and so on. A central place in 

the “Technical Limit” is occupied by the system of key 

performance indicators (KPI) based on which each field 

supervisor is evaluated. 

At the end of his presentation, A.N.Peshekhonov has 

separately pointed out the necessity for supervisors to 

develop three basic skills: the managerial, communicative 

and personal skill. 

The Third Session, Hall 4: “International Supervision” 

Representatives of supervision services from some 

key foreign companies spoke during this session, as 

well as some invited experts from abroad. The best 

international practices within supervision services, with 

114 



RDCR 2019 

также приглашенные эксперты из-за рубежа. Лучшие 

зарубежные практики супервайзинга в морском 

бурении представил приглашенный эксперт – Богачев 

Кирилл Юрьевич, имеющий 8-летний стаж работы 

супервайзером по бурению и заканчиванию скважин 

на морской буровой платформе проекта «Сахалин-2». 

Доклад выступающего «Западная система 

супервайзинга на Российском Шельфе» включал 

в себя экскурс в историю морского супервайзинга, 

систему подготовки и требования к морским 

супервайзерам за рубежом. 

Отдельно докладчик остановился на разнице 

между зарубежным и российским специалистом. 

Прежде всего – это чувство ответственности, когда 

супервайзер, воспитанный в западной системе, 

осознает всю ответственность за эффективность 

работы подрядчиков, бюджет, план, жизнь и 

здоровье всей бригады. Как представитель 

заказчика он заинтересован в том, чтобы скважина 

эксплуатировалась следующие 20 лет, а не в 

выполнении краткосрочных задач и целей. Западный 

специалист, в отличие от российского, проходит 

длительный карьерный путь в десятки лет, прежде 

чем стать супервайзером. 

a focus on drilling was presented by invited expert, Kirill 

Bogachev, who has 8 years’ experience as supervisor 

within drilling and well completion, on the offshore drilling 

platform from the “Sakhalin-2” project. The speaker’s 

presentation titled “The Western Supervision System at 

the Russian Offshore” included going back to review the 

history of offshore supervision, the training systems and 

requirements to offshore supervisors abroad. 

As a separate issue, the speaker dwelled on the difference 

between the western and Russian specialists. First of all, 

this is a sense of responsibility, when a supervisor, reared 

up in the western value system, realizes the responsibility 

for the efficiency of contractor’s work, for the budget, 

plan and the life and health of the whole of the crew. 

Being a representative of the Customer, he is interested in 

continued work of a well for the coming 20 years, rather 

than looking at some short-term objectives and goals. A 

western specialist, in a key difference from his Russian 

colleague, walks a long career path of dozens of years, 

before he becomes an actual supervisor. 

A unique system of training for supervisors in the Shell 

company was presented in the report titled “How 

Shell Wells Group Would Mobilize the Skills of its

RDCR 2018 

Уникальную систему подготовки супервайзеров 

компании Shell в своем докладе «Как «Shell Веллс 

Групп» мобилизует навыки своего персонала 

посредством уникальной программы технической 

компетенции и ОВОС для своих супервайзеров» 

представил руководитель отдела бурения Антуан 

Д’Амур. По его словам, компания Shell 90% своих 

буровых операций осуществляют по принципу 

раздельного сервиса. За 30-40 лет управления 

буровыми работами накоплен значительный опыт. 

В частности, компания выделила супервайзеров в 

отдельную категорию специалистов в своем штате 

и для них разработана специальная долгосрочная 

программа подготовки. Прежде всего, все будущие 

супервайзера проходят такую же тщательную 

техническую подготовку, 

как и инженеры по 

бурению. Затем обучение 

дополняют коммерческими 

дисциплинами, так как 

супервайзер должен 

понимать контракты и 

финансы, и обширной 

лидерской программой 

по промышленной 

безопасности. И только 

после того, как кандидат 

в супервайзера докажет, 

что может самостоятельно 

руководить и управлять 

буровой бригадой, 

ему присваивают 

квалификацию 

супервайзера. 

В заключение своего 

выступления докладчик 

остановился на важности 

лидерства супервайзеров 

Shell в области ПБ и ОТ. Компания ожидает, что 

супервайзеры будут тратить только 20-25% своего 

времени на контроль и обеспечение буровых работ, 

а остальное время посвящать созданию правильной 

культуры ПБ и ОТ на буровых объектах. 

Продолжил тематику зарубежного супервайзинга 

Специальный Гость зала – Джон Митчелл (США). 

Широкую известность Джон приобрел благодаря 

авторству мирового бестселлера - практического 

руководства «Безаварийное бурение», 

переведенного на многие языки, в том числе и 

русский. В 2000х годах Джон много раз был в 

России с курсами повышения квалификации для 

специалистов российских нефтегазовых компаний, 

поэтому не понаслышке знает проблемы нашей 

отрасли. В последнее время Джон занимался 

Personnel by Means of a Unique Program of Technical 

Competence and EIA for its Supervisors” which was 

presented by the Head of the Drilling Department, Antoine 

D’Amour. According to him, the Shell Company carries 

out 90% of its operations on the basis of the principle of 

separated services. Considerable experience has been 

accumulated over 30 to 40 years of drilling management. 

In particular, the Company allocated its supervisors into 

a separate category of the personnel specialists and 

elaborated a special long-term training program for them. 

First of all, all the new supervisors undergo the same 

thorough technical training, as drilling engineers usually 

do. After that, the training is enriched with commercial 

disciplines, as a supervisor is supposed to have 

knowledge in contracts and finances and with leaders’ 

training program in industrial 

safety. And it’s only after a 

candidate for supervisors 

proves that he is capable of 

self-standing management 

of his drilling crew, he is 

qualified for supervisors. 

Джон Митчелл: «Работа супервайзера 

состоит из следующих компонентов: 

30% лидерства, 30% менеджмента, 30% 

технической экспертизы и 10% бизнеса» 

John Mitchell: “Supervisor’s job comprises 

the following components: 30% of leadership, 

30% of management, 30% of technical 

expertise and 10% of business itself” 

In conclusion, the 

speaker dwelled upon the 

importance of the Shell 

supervisors’ leadership 

in the field of HSE. The 

Company expects its 

supervisors to spend only 

20 to 25% of their time for 

control and maintenance of 

drilling operations, while the 

rest of their time they would 

devote to the proper culture 

of HSE at drilling sites. 

The topic of foreign 

supervision was continued 

by the Hall’s special guest, John Mitchell (USA). John 

gained industry wide fame after authoring his book, a 

bestseller in practical leadership, called: “Accident-Free 

Drilling” which has been translated into many languages, 

including Russian. In the 2000’s, John ran many training 

refresher courses for specialists in Russian oil and gas 

companies. He knows first-hand the problems of this 

industry. Lately, John has been involved in training of field 

supervisors and all of his practical experience he classified 

in his recently published book “Leadership at Drilling Site”. 

John started his presentation titled “Successful Drilling 

Supervision” with an important rhetorical question: 

“What is the role of supervisor?” Is he an “exploiter of 

slaves” or “helpless observer”? What lies in the essence 

of the definition of supervisor’s role? A supervisor should 

combine a number of roles, as an individual person: a 

116 



RDCR 2019 

обучением полевых супервайзеров и весь свой 

накопленный практический опыт систематизировал 

в недавно вышедшей книге «Лидерство на 

буровой». 

Свой доклад «Успешный супервайзинг при бурении» 

Джон начал с самых важных и риторических 

вопросов. «Какова роль супервайзера»? Это 

«эксплуататор рабов» или «беспомощный 

наблюдатель»? В чем состоит правильное 

определение роли супервайзера? Супервайзер 

в одном лице должен совмещать несколько 

ролей: лидера, коммуникатора, координатора, 

решателя проблем, босса, принимающего решения, 

коуча, ментора, учителя, и, наконец, бизнесмена. 

Супервайзер - это тот, кто гарантирует, что все 

идет по плану, он работает в качестве связующего 

звена между офисом и буровой установкой, а также 

расширяет возможности 

своей команды, 

осуществляет контроль 

над людьми, делающими 

работу. Как лидер, 

супервайзер убеждает 

людей делать правильные 

вещи, как менеджер, 

гарантирует, что они 

делают это правильно, 

как бизнесмен, заботится 

об интересах компании: 

активах, прибыли, 

репутации. 

В завершении доклада 

Джон дал экспертную 

оценку проблем, стоящих 

перед российским 

супервайзингом. В частности, переход на раздельный 

сервис требует серьезного инвестирования в 

подготовку супервайзеров высокой квалификации. 

По-прежнему заказчик использует договор в качестве 

оружия против подрядчиков, что противоречит 

принципу «выигрыш-выигрыш» и командному методу 

работы. 

Групповое обсуждение вопросов в Зале 

A group discussion of the issues in the Hall 

После презентаций ключевых докладчиков был 

проведен круглый стол подрядчиков по супервайзингу 

с тем, чтобы обсудить острые проблемы отрасли 

и возможные пути их решения, а также наладить 

эффективный диалог с нефтегазовыми компаниями. 

Все присутствующие в Зале были разделены на 

пять команд, каждой из которой был поставлен 

определенный вопрос. В результате группового 

обсуждения и мозгового штурма каждая из команд 

представила на суд аудитории свои совместные 

решения. 

leader, a communicator, a coordinator, a problem solver, 

a decision-making boss, a coach, a mentor, a teacher, 

and, lastly, a businessman. Supervisor is a person who 

ensures that everything goes on track, he is acts as a link 

between office and field, and he extends capabilities of his 

crew by supervising people who work there. As a leader, 

supervisor persuade people to do the right things, as a 

manager, he ensures that they do things right, and as a 

businessman, he cares about the Company’s interests: its 

assets, profit, and reputation. 

Concluding his report, John provided an expert 

evaluation of the problem faced by the supervision 

industry in Russia. In particular, the transition to 

separated services needs serious investments into 

the training of high quality supervisors. As before, a 

Customer considers a contract as a weapon against 

contractors, which contradicts to the “win-win” 

strategy and the teamwork 

methods. 

A roundtable of contractors 

on the issues of supervision 

was held after the keynote 

presentations finished, with 

the purpose of discussing 

pressing industry 

challenges of the and to 

find possible solutions, as 

well as to build an effective 

dialogue with oil and gas 

companies. All participants 

within Hall 4 were divided 

into groups, each having 

a specific topic to discuss 

and consider. As a result 

of group discussion and 

brain storming sessions, each team presented its jointly 

elaborated solutions. 

Question: “How do you estimate the existing system of 

training and education of supervisors?” 

Practically all of the participants from the groups 

highlighted that the current state of supervisors’ training 

remains on a low level. Often, people are not taught not 

the skills that they would make use of at a drilling site, 

but instead, formal things just for the sake of obtaining 

certificates. There is little use of modern educational 

techniques, such as virtual reality, online courses and 

simulators. As a way out of this, it was suggested to sort 

out candidates for training, selecting those who really want 

to learn. It is desirable to hire candidates with length of 

service in the oil services of above 2 years, and carry out 

training for supervision for candidates with not less than 

one-year oil industry experience. In this training, emphasis 

should be placed on the development of the leadership 



117

RDCR 2018 

Вопрос «Как вы оцениваете существующую 

систему обучения и подготовки супервайзеров?». 

Практически все участники команды отметили, 

что текущее состояние обучения супервайзеров 

находится на низком уровне. Зачастую, людей 

обучают не тому, что им пригодится в производстве, 

ради сертификата. Мало используются достижения 

современных образовательных технологий, например 

виртуальная реальность, онлайн-курсы и симуляторы. 

В качестве выхода из ситуации предложено делать 

отбор кандидатов на обучение, выбирать тех, кто 

хочет учиться. Желательно принимать на работу 

кандидатов с опытом работы в нефтесервисе от 2-х 

лет и проводить обучение по супервайзингу не менее 

года. В обучении следует делать упор на развитии 

лидерских и управленческих навыков, компетенций 

в технологии и промышленной безопасности. 

Касательно того, кто должен проводить обучение 

супервайзеров, мнения разделились. Часть команды 

полагала, что обучением супервайзеров должны 

заниматься супервайзинговые компании внутри себя, 

другая часть выступала за сотрудничество с ВУЗами. 

Вопрос «Какие лучшие практики оценки 

супервайзеров есть уже в нашей отрасли?» 

Представители команды отметили, что критерии 

оценки супервайзера должны быть осязаемыми 

и измеряемыми. В качестве действующих 

практик были отмечены оценка эффективности 

по программе «Технический Предел» и чек-лист 

самооценки супервайзера. Другими критериями 

оценки эффективности работы супервайзера могут 

стать выполнение сетевого графика строительства 

скважины, отсутствие остановочных пунктов при 

проверках, снижение непроизводительного времени 

и минимизация аварийности и инцидентов. Отдельно 

команда отметила, что немаловажным качеством 

супервайзера сейчас является стрессоустойчивость, 

поэтому его нужно оценивать и по отсутствию 

конфликтов на буровом объекте. 

Вопрос «В чем специфика современных требований 

к квалификации супервайзеров?» Команда отметила, 

что сейчас основным квалификационным требованием 

супервайзера является умение организовывать 

и управлять процессом бурения. Немаловажна 

компьютерная грамотность, так как супервайзер 

использует специализированное программное 

обеспечение для формирования отчетности и 

технологических расчетов. Поднимался вопрос о 

несоответствии договорных требований к супервайзерам 

реальному рынку труда. Разрешение этого противоречия 

команда видит в четком описании базовых требований 

к супервайзерам, а остальные специфичные требования 

(коммуникабельность, например) проверять при очном 

тестировании и собеседовании. 

and managerial skills, competencies in technology and 

industrial safety. As for the question “who should teach 

supervisors?” the opinions split. Part of the team assumed 

that supervisors should be trained by supervision 

companies in their offices, the other part advocated the 

cooperation with high schools. 

Question: “What kind of best practices of supervisors’ 

evaluation do we already have in our industry?” 

The team’s representatives pointed out that the criteria 

of supervisor’s evaluation should be tangible and 

measurable. As acting practices, the efficiency evaluation 

based on the “Technical Limit” program and supervisor’s 

self-esteem check list, were mentioned. Other criteria 

for the evaluation of supervisor’s efficiency could include 

meeting well construction network work timetables, 

absence of stopping points during inspections, reduction 

of non-productive time and mitigation of accidents 

and incidents. As a separate point, the team marked 

such quality of a supervisor to stress resistance to be 

significant, therefore the absence of conflicts at drilling site 

should be evaluated as well. 

Question: “What are the specifics of modern 

requirements for the qualification of supervisors?” 

The team pointed out that the major qualification 

requirement now is the ability to organize and manage the 

drilling process. Computer literacy is significant too as a 

supervisor is a user of specialized software for formation 

of reporting and performing technological calculations. 

An issue was raised regarding non-compliance of 

contractual requirements to supervisors with actual labor 

market. Solution of this contradiction was viewed by the 

team in concrete description of the base requirements 

to supervisors, while the rest of specific requirements 

(such as communication skills, etc) shall be examined 

during personal interview and testing. 

Question: “How successful, within your mind, has the 

dialogue been between oil companies and supervision 

service contractors?” The team opened its work with 

a survey, asking its participants to evaluate the current 

situation on a scale from 1 to 10. The overall outcome 

showed low evaluation of the interaction between oil 

companies and supervision contractors. To resolve this 

situation, the team suggested the following solutions: 

conclusion of long-term contracts, reduction of contract 

payment terms, price indexation, advance payments and 

development of the system of motivation, as well as joint 

team building projects. 

Question: “Introduction of which innovation/ 

technologies could help the development of supervision 

services?” The team suggested a number of innovations 

that could free supervisor from many routine functions and 

equip him with some tools supporting decision making. 

118 



RDCR 2019 

Вопрос «Насколько успешно по вашему мнению 

выстроен диалог между нефтяными компаниями и 

подрядчиками по супервайзингу?» Команда начала 

с опроса, предложив участникам оценить текущую 

ситуацию по 10-балльной шкале. Общий итог показал 

крайне низкую оценку взаимодействия нефтяных 

компаний и подрядчиков по супервайзингу. Для 

разрешения этой ситуации команда предложила 

следующие решения: заключение долгосрочных 

контрактов, сокращение сроков оплаты, 

индексация цен, авансирование и создание системы 

мотиваций, а также совместные мероприятия по 

командообразованию. 

Вопрос «Внедрение каких инновационных 

технологий помогло бы развитию супервайзинга?» 

Команда предложила ряд нововведений, что позволят 

избавить супервайзера от многих рутинных функций 

и оснастить инструментами поддержки принятия 

решения. Это и создание автоматизированного 

рабочего места супервайзера (АРМ), и поддержка 

при принятии решений удаленного инжинирингового 

офиса. 

В целом можно констатировать, что фактический 

первый за многие годы в России тематический диалог 

по супервайзингу успешно состоялся. Не последнюю 

роль в успехе сыграли как усилия организаторов 

These include setup of supervisor’s automated 

work space, as well as support in decision making 

provided by remote connection to engineering office. 

As a whole, one can conclude that the first in-depth 

- industry wide dialogue on supervision services 

within Russia has successfully taken place at RDCR. 

With key roles being played by the RDCR event 

organizers, TMG Worldwide and the Research and 

Development Center for Gas and Oil Technologies 

(R&D Center for Gas&Oil Tech) – alongside the 

delegates themselves who actively participated in 

the discussions and exchanged useful information 

and experience. 

We’d specially like to mark the unique atmosphere 

of involvement and mutual respect which prevailed 

during the entire days discussions, with the Hall 

“Supervision in Drilling and Oil&Gas Production”. 

RDCR в лице TMG Worldwide и АО «НИПЦ ГНТ», 

так и сами делегаты, активно участвовавшие в 

обсуждениях и обмене опытом. Особо хотелось бы 

отметить уникальную обстановку вовлеченности и 

взаимоуважения, царившую во время всей работы 

Зала «Супервайзинг бурения и нефтегазодобычи». 



119

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 per year. 

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 


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 58

5-й KDR - Скважинный Инжиниринг 

12 Сентября 2019 

Дворец Независимости, Нур-Султан 

Проводится совместно с генеральным партнером и платиновым 

спонсором - АО НК «КазМунайГаз» 

На форуме, который пройдет в форме круглого стола, будут затронуты такие важные 

вопросы по скважинному инжинирингу, как: 

• Бурение через зоны низкого давления • Буровые растворы • Устойчивость стенок 

скважины • Заканчивание скважин • Цементирование скважин • ГРП • Многостадийный 

ГРП • Перфорация • Охрана труда и техника безопасности на буровых установках 

Партнер мероприятия 

+34 951 388 667 


www.kazdr.kz 


121

23 Апреля 2020, Москва 

8-й RDCR - Скважинный Инжиниринг, RDCR-2020 

Новый расширенный формат 

• Технологические Рабочие группы 

• Расширенное технологическое направление, охватывающее полный цикл скважинного 

инжиниринга, от бурения до добычи, включая инженерное сопровождение буровых 

растворов, цементирование, заканчивание, ПНП и ГРП, КРС, целостность и крепление 

скважин, буровые установки и оборудование 

• Свыше 470 участников в 2019 году 

• Высокоуровневые делегаты из компаний: Роснефть, ЛУКОЙЛ, Газпром нефть, Татнефть, 

Mol Group, НОВАТЭК, Подзембургаз, Repsol, РИТЭК, РуссНефть, РНГ, Сахалин Энерджи, 

Ямал СПГ и многих других нефтегазовых и буровых компаний 

• Обязательное для участие мероприятие, охватывающее российский сектор бурения и добычи 

Скважинные технологии будущего доступны уже сегодня 

www.rdcr.ru

ROGTEC Magazine Issue 58

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?