ТНК-ВР В ПРИОРИТЕТАХ КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ:

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИННОВАЦИИ

«Нефтегазовая Вертикаль»

МАЯ НОБАТОВА

В

ыявление технологий, котоПерестройка» в ТНК-ВР, целью которой является повышение рые можно будет масштаконкурентоспособности компании на внутреннем, а потом и бировать уже через три гомировых рынках, обозначила, как минимум, три явных да и которые приведут к сущеприоритета. ственному влиянию на темпы паЭто — концептуальное изменение политики корпоративного дения добычи на таких месторожуправления, направленное на устранение дублерских функций и дениях, как Самотлор, — ключеповышение скорости принятия решений с одновременным вая задача, на которой намерен ростом финансовой эффективности. сосредоточиться Западно-СибирЭто — системное повышение квалификации персонала всей ский дивизион ТНК-ВР.

компании от выпускника профильного вуза до топ-менеджера:

кадровая составляющая цепочки создания добавленной Умный покупатель стоимости.

Это — технологические инновации, подстроенные под нужды В рамках дивизиона в настоядобывающих подразделений. По словам Олега Михайлова, вице- щее время разработана програмпрезидента ТНК-ВР по Западно-Сибирскому дивизиону, ма внедрения новых технологий.

увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) по «У нас существует огромное коизвлекаемым запасам на 1% за счет планомерного внедрения личество пилотных проектов, коновых технологий может дать до $10 млрд прибыли. торые ведутся на каждом из Поиск и адаптация наилучших доступных на рынке технологий предприятий отдельно. Но при для повышения эффективности освоения месторождений, а не этом возникает вопрос: какова разработка собственных — основной принцип технологической вероятность того, что по резульстратегии ТНК-ВР. татам пилотного проекта мы смоДивизион, играя роль смотровой площадки технологий, провел в жем внедрить какую-то из техноНижневартовске форум «Эффективность разработки зрелых логий на месторождениях компаместорождений Западной Сибири». Уникальность события нии, чтобы существенно повлиять состояла в том, что региональные «дочки» ТНК-ВР в режиме на добычу к 2013 году? И что для полной открытости и прозрачности не только детально этого должно быть сделано?», — перечислили все свои технологические проблемы, призвав к такие вопросы ставил перед выдиалогу более 25 зарубежных и отечественных нефтесервисных ступающими О.Михайлов.

компаний, но и обозначили многомиллионные размеры плановых По его словам, переломным инновационных инвестиций. моментом в масштабном внедреА это означает, что «перед подрядчиками открываются нии новых технологий является потрясающие возможности для развития их бизнеса»: только в накопление на предприятиях опыэтом году на инновации ТНК-ВР готова потратить более $150 млн... та по их испытанию: «Когда подНефтегазовая Вертикаль», #17/

СЕРВИС КАК ФАКТОР КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

рядчик приносит нам новую тех- по тому, как эту новую техноло- Обращаясь к участникам фонологию, показывает ее, потом гию внедрять. Поэтому наш диви- рума, О.Михайлов подчеркнул, тестирует и собственными сила- зион начал обсуждение с Управ- что потенциальному поставщику ми пытается внедрить, масштаб- лением технической деятельно- новых технологий необходимо отного эффекта не получается. Не- сти корпоративного центра о том, ветить на два вопроса: какова обходимо накопление критиче- чтобы инновационная инициатива перспектива масштабирования ской массы, т.е. накопление в сверху была поддержана на уров- предлагаемой им технологии к рамках самого ЦДО экспертизы не предприятий». 2013 году и какова перспектива САМОТЛОР: БОЛЕЕ $70 МЛН ЕЖЕГОДНО

ВИТАЛИЙ ФЕДОРОВ

Заместитель гендиректора по перспективному планированию и развитию производства ОАО «Самотлорнефтегаз»

На долю «Самотлорнефтегаза», который ведет разработку центральной и юго-западной части месторождения, приходится 1/3 всей нефтедобычи ТНК-ВР.

Месторождение открыто в мае 1965 года. В 1981 году был добыт первый миллиард тонн нефти, в 1986-м — второй миллиард. Остаточные запасы на январь 2011 года составляют 720 млн тонн, обводненность — 94,4%. В период с 2012 по 2031 годы планируется добыть 285 млн тонн. В текущем году добыча ожидается на уровне 18,8 млн.

Для дальнейшего развития предприятия разработана стратегия, которая включает в себя оптимизацию экономических показателей актива с приемлемыми для компании рисками:

• управления системой разработки с увеличением активности на фоне ППД и снижением количества геолого-технических мероприятий (ГТМ) с сохранением эффективности и увеличением успешности;

• разработки запасов в пласте «Рябчик» (это 53% остаточных запасов Самотлора);

• сокращения добычи жидкости;

• реализации программы энергоэффективности.

Кроме того, планируется провести реинжиниринг месторождения, поскольку оно находится на 4-й стадии разработки. А именно:

оптимизацию бизнес-процессов, развитие организационного потенциала и оптимизацию инфраструктуры.

Самотлор разрабатывается уже более 40 лет. Соответственно в процессе его эксплуатации нам приходится сталкиваться со всеми проблемами крупного зрелого месторождения: геологическими — в частности, с кольматацией призабойной зоны пласта, или трудностями в процессе строительства скважин и заканчивая проблемами наземной инфраструктуры, в числе которых недостаточный уровень автоматизации, устаревшее оборудование… (см. «Проблемные вопросы Самотлора»).

ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ ОАО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ»

Направление Область возникновения проблемы Проблема Призабойная зона пласта; Заколонный переток; Негерметичность колонны выше/ниже инеграла эксплуатируемого Пласт межскважинное пространство;

Геология (Пласт, ПЗП) пласта; Качество цементного камня; Снижение пластового давления; Межпластовый Движение флюида по коллектору;

переток; Кольматация призабойной зоны; Выделение газа на забое Геологическое строение Отказы УЭЦН, УШГН — осложненный фонд, механический износ; Негерметичность, смятие, смещение, коррозия колонны; Прорыв фронта нагнетания; Малый диаметр Скважина добывающая, Подземное оборудованеи;

колонны; Неэффективная закачка; Клиноформенное строение пласта; Начальные запасы Процесс строительства скважины (бурение, ЗВС) нагнетательная пластов ПК, АВ, БВ; Неустойчивость стенок скважин; Низкие пластовые давления;

Бурение скважин с большим объемом отходов Трубопроводный транспорт; Устаревшее оборудование технологии и оборудования подготовки и перекачки нефти и Наземная инфраструктура Площадки ППН, ППД газа; Избыточная инфраструктура; Недостаточный уровень автоматизации Все эти проблемы могут привести к снижению межремонтного периода, выводу скважин в бездействующий фонд, уменьшению наработки на отказ, авариям и потере оборудования, разгерметизации и т.д. И как следствие — к увеличению затрат и потере нефти.

Для сокращения возможных последствий на предприятии ведется интенсивный поиск решений и опыта, привлекаются все доступные методы и способы, принимаются во внимание инициативы самих работников ЦДО, а также предложения наших партнеров — подрядных организаций.

Мы разработали программу по внедрению новых технологий, как на ближайшие годы, так и на долгосрочную перспективу. И планируем создать единый банк знаний, которым смогут пользоваться все дочерние общества ТНК-ВР и партнеры.

В 2010 году на реализацию в программы по внедрению новых технологий инвестировано $21 млн. В ее реализации участвовало 26 подрядчиков, в результате было проведено испытание 40 технологий, из них внедрено 19, тиражируются 7 технологий.

В текущем году в новые технологии будет вложено больше чем втрое инвестиций — свыше $70 млн. Технологический план предусматривает реализацию более 40 проектов: планируется испытание 29 технологий, направленных на увеличение добычи нефти; пяти — на сокращение добычи жидкости; шести проектов, предусматривающих увеличение энергоэффективности.

В следующие три года технологии в «Самотлорнефтегазе» будут целенаправленно развиваться по таким направлениям, как разработка месторождений, бурение, повышение эффективности ГТМ и систем ППД, повышение энергоэффективности, целостность оборудования. И мы надеемся, что наши партнеры примут активнейшее участие в формировании этого процесса и предложат нам новые усовершенствованные решения обозначенных проблем.

«Нефтегазовая Вертикаль», #17/

НИЖНЕВАРТОВСК: УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ — СНИЖЕНИЕ ЗАТРАТ

ЕВГЕНИЙ АРМЯНИНОВ

на обустроенность предприятия, у нас есть ряд проблем, которые мы разбили на три группы. Это проблемы, связанные с получением дополнительной добычи, с сокращением затрат и с разработкой месторождений.

И здесь возникает такая задача, как разработка многопластовых залежей с применением технологии одновременно-раздельной добычи фонде таких скважин 352 — с диаметром 102 мм, 114 мм и 120 мм. Сегодня у нас нет возможности увеличить добычу нефти на этих скважинах, для этого необходимы альтернативные механизмы добычи.

снижения цены и цикла внедреОПЗ пласта кислотными составами и повторными перфорациями. Средния данной технологии при масний эффект составил 4,3 тыс. тонн в сутки.

Переломным моментом в масштабном внедрении новых технологий ТНК-ВР действительно эффективная технология, экономически оправдывающая является накопление в ЦДО опыта по себя, этот срок может сдвинуться к 2012 году.

А чтобы подрядчики ТНК-ВР Самотлора также привела к периодического росту фонда скважин — с знали, на каких направлениях им Потенциальному поставщику новой технологии необходимо ответить на два вопроса: какова перспектива ее масштабирования и перспектива снижения цены и цикла внедрения?

стоит сфокусироваться, менеджеры четырех нефтедобывающих подразделений Западно-СибирНефтегазовая Вертикаль», #17/

СЕРВИС КАК ФАКТОР КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

проблемы мы видим в интенсификации притока с использованием новых технологий, в поиске новых методов контроля за работой систем пласт-скважина, насос-скважина с возможностью влияния на работу самого насоса.

Повышение эффективности ГРП, на первый взгляд, не такая большая проблема. Данный метод интенсификации добычи запланирован на 20-летний период. В 2010 году на месторождениях предприятия выполнено 208 операций ГРП.

Однако возникают проблемы с подбором скважин-кандидатов, а также с проведением самого ГРП. Дело в том, что эффективность скважин в настоящее время составляет 10 тонн, и в ближайшей перспективе ГРП может стать малооправданным мероприятием. Поэтому наша цель — развитие технологий по многостадийному ГРП, поиск технологий ГРП, направленных на снижение водопритока после самого гидроразрыва.

Следующая тема — эффективность бурения и ЗБС. Мы запланировали стабильный фонд скважин для бурения боковых стволов в ближайшие три года. Но здесь возникают серьезные проблемы, связанные с неподтверждением геологической структуры пластов и нефтенасыщенности, низким пластовым давлением в зонах бурения.

Какие мы видим возможности для повышения эффективности данного метода? Это проведение исследовательских работ по определению давления в зонах проектного бурения, технологии бурения горизонтальных скважин в условиях пониженного пластового давления, бурение горизонтальных скважин с двумя стволами.

К примеру, в прошлом году была опробована технология бурения с проведением многостадийного ГРП — на горизонтальном участке провели одновременно три ГРП. В конце этого года планируем освоить методику проведения пяти ГРП.

Но данная технология не позволяет нам эффективно проводить ГРП на всем фонде скважин нашего предприятия из-за ее высокой стоимости. Поэтому сейчас мы работаем совместно с партнерами как над ее эффективностью, так и над ее стоимостью.

Обводненность Самотлора растет, в связи с чем возникают трудности с эффективной добычей жидкости на месторождении. Т.е. растет удельная стоимость затрат на добычу и электроэнергию. Поэтому наша задача — снизить объем добываемой жидкости и при этом сохранить рентабельный дебит нефти. За период с 2012 по годы мы планируем сократить объем добываемой жидкости по предприятию на 68 млн тонн.

Еще одна возможность сократить затраты — снизить продолжительность ремонтов скважин и ГРП. Такие проблемы, как поглощение технологических жидкостей глушения при нормализации забоя, высокие операционные затраты по очистке и нормализации забоя, а также затраты, связанные с устранением негерметичности эксплуатационных колонн НКТ, увеличивают сложность подземных ремонтов, соответственно, и продолжительность самого цикла ремонта скважин.

Внедрение новых видов жидкостей для глушения, поиск технологий по отсечению интервала первого ГРП, проработка и использование новых методов по очистке ствола скважины для сокращения времени нормализации забоя после ГРП и других технологий позволят сократить сроки ремонтных работ и затраты на их проведение.

В прошлом году мы столкнулись с новой проблемой: после проведения двух ГРП и зарезок боковых стволов увеличился цикл освоения скважин. Сейчас перед нами стоит задача проработать возможность применения новых технологий бурения при спуске хвостовиков в горизонтальный участок, использования новых органических ингибиторов, облегченных растворов, хвостовиков с двухступенчатым цементированием и других.

И наконец, нам предстоит реализовать мероприятия по повышению энергоэффективности. Рост удельного потребления электроэнергии и тарифов ставит нас перед необходимостью поиска, разработки и реализации энергосберегающих мероприятий, внедрения системы энергетического менеджмента, масштабирования уже реализованных успешных проектов, а также испытания нового оборудования и технологий.

Здесь перед нами стоит задача снижения темпов падения базовой добычи на наших месторождениях. В первую очередь, необходимо решить проблемы, возникающие при разработке низкопроницаемых коллекторов.

Это низкое пластовое давление, неподтверждение остаточных запасов, прорыв трещин при ГРП в обводненные пласты и др.

Пути их решения мы видим в уплотнении системы разработки с целью снижения риска прорыва в водонасыщенный пласт А1, в работах по наращиванию цементного камня, в поиске новых технологий по интенсификации притока нефти и восстановлению продуктивности скважин методом управляемых циклических депрессий на пласт.

53% остаточных запасов Самотлорского месторождения находятся в пласте «Рябчик», поэтому этот объект является основным стратегическим направлением развития нашего предприятия. Однако данный пласт проблематичен из-за низкого пластового давления, низкой проницаемости и низкой эффективности закачки.

Для решения этих проблем мы для себя обозначили несколько направлений: тиражирование мероприятий по организации закачки горизонтальными скважинами, поиск технологий физико-химического воздействия на пласт через систему ППД, закачка реагентов, поиск эффективных технологий для ремонтно-изоляционных работ в нагнетательных скважинах.

Все эти технологии являются новыми и не используются масштабно на нашем месторождении. В прошлом году был реализован пилотный проект ЗБС на горизонтальных нагнетательных скважинах. С 2011 года начато тиражирование мероприятий по организации закачки горизонтальными скважинами.

Работа в этом направлении особенно важна, потому что у нас есть еще два пласта — А23 и П8, которые также ассоциируются с низкой выработкой запасов при высокой обводненности и неопределенностью по структуре самих запасов.

Чтобы вовлечь в разработку эти трудноизвлекаемые запасы, необходимо применение эффективных технологий полимерного заводнения, методов, направленных на увеличение коэффициента вытеснения, выравнивания профиля приемистости и оптимизации системы заводнения путем отсечения выработанных пропластков.

Программа новых технологий на 2011 год выглядит следующим образом. Всего мы запланировали 40 проектов: разработка месторождений — 6 проектов, внутрискважинные работы — 8; повышение эффективности мехдобычи — 14. Пять технологий, связанных с IT и КИП, шесть проектов по инфраструктуре и один проект по охране труда и промышленной безопасности.

«Нефтегазовая Вертикаль», #17/ мотлорнефтегаза», «Варьеганнефтегаза», «ТНК-Нягань» и зали о производственных проблепо перспективному планированию В текущем году «Самотлорнефтегаз»

В следующие три года технологии в Мы выделили четыре глобальных направления движения, которые развиваться по таким направлениям, Первое и ключевое: трудноизвлекаемые, низкопроницаемые и контактные запасы. Это пласты с вязкой нефтью, которые в текущих услокак разработка месторождений, виях мы не можем полностью ввести в разработку — нам не позволяет бурение, повышение эффективности это сделать рентабельность существующих технологий. И таких запасов энергоэффективности Следующая достаточно серьезная проблема, характерная для всех никуда от этого не деться, но темпы падения добычи нужно регулиропомощью инновационных решевать. И мы пытаемся это делать с помощью имеющихся технологий, одний можно существенно повлиять на уровень добычи нефти. Еще одна глобальная проблема — выработка остаточных запасов.

Месторождения, которые находятся на 3-й стадии эксплуатации, харакОбратная связь теризуются тем, что имеют достаточно большой аварийный фонд скважин с невыработанными запасами. Это остатки целиков нефти в межскважинном пространстве, и нам нужны технологии, которые позволили задач, представители нефтесерИ последний свод проблем — рост операционных затрат, в первую висных компаний, включая Baker очередь, связанных с потреблением электроэнергии. Сейчас в себестоимости добычи ЦДО «Варьеганнефтегаз» эта составляющая равна 33%, Развитие инновационных технологий технологии. Интересной представляется технология собственной генерации, поскольку практически все наши месторождения характеризуютв «ТНК-Нижневартовск» связано с получением дополнительной добычи, Мы создали так называемый портфель задач нашего предприятия.

сокращением затрат и разработкой месторождений Я представлю топ-9, с которыми мы чаще всего сталкиваемся в нашей работе и которые могут кардинально переломить негативную тенденцию снижения чистого денежного потока по нашему ЦДО:

Hughes, Schlumberger, WeatherЭффективность глушения. Ежемесячно мы проводим ремонтные ford, поспешили поделиться с орработы на 40 скважинах с высоким газовым фактором и аномально Они предложили их вниманию боБурение с большими отходами. Если бы у нас была технология, лее 30 презентаций инновационпозволяющая бурить с отходом от вертикали до 2,5 км и больше, Проблема разработки многопластовых залежей с применением технологии пластах. Таких пластов в нашем ЦДО достаточно много: это Б8 на одновременно-раздельной добычи северном Варьегане, основные объекты ПК и Б8 на Ваньеганском Нижневартовск», и для • Выработка остаточных запасов в неоднородных глинизированных «Самотлорнефтегаза» коллекторах с высокой обводненностью. Частично эта проблема существует практически на всех наших месторождениях. Соответственно, технологии, позволяющие ее решить, будут нами приветных решений по повышению эфствоваться;

фективности разработки местоНефтегазовая Вертикаль», #17/

СЕРВИС КАК ФАКТОР КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

• Увеличение наработки на отказ подземного оборудования скважин. В среднем по всем нашим месторождениям наработка на отказ составляет 600 суток. Здесь мы должны двигаться дальше и повышать не только саму наработку, но и эффективность механизированной добычи нефти. И в данном случае объем для тиражирования технологий — это практически весь наш фонд скважин — более 2000 единиц;

• ОРЭ нескольких объектов. Месторождения «Варьеганнефтегаза», в основном, многопластовые. Например, Варьеганское представляет собой порядка 120 пластов. Здесь нужны комплексные технологии, позволяющие производить учет продукции, гидродинамические исследования и т.д. Сейчас мы испытываем шесть технологий, но есть еще проблемы, которые предстоит • Разработка нефтяных оторочек в подгазовых зонах. Для наших месторождений характерен высокий газовый фактор, к тому же на Варьегане, Верхнеколик-Еганском, Бахиловском месторождениях достаточно большое количество газовых шапок. Для нас интересны технологии, которые бы позволили добывать нефть с подгазовой зоны, при этом не вовлекая в разработку • Эффективность выработки запасов многопластовых месторождений. Здесь интересны технологии многослойного бурения, технологии ГРП на несколько пластов;

• Неравномерность вытеснения нефти закачиваемым агентом в системе ПДД. Эта проблема общеизвестна, как и достаточно много технологий для ее решения. Вопрос в оценке эффективности каждого метода и правильного выбора участка для его Мы уже приступили к тиражированию некоторых технологий, которые успешно себя зарекомендовали. И если в 2010 году было опробовано всего 15 новых технологий с затратами в $5,01 млн, то в этом году наш план — 52 технологии и $41,4 млн инвестиций.

Ключевые проблемы «ТНК-Нягань»

сосредоточены на Талинской площади. В новых решениях нуждаются большой бездействующий фонд, низкорентабельные запасы, низкая эффективность ГТМ и высокое пласт выпускали только импортные подрядчики. Соответственно, цена на их продукцию была На 2011 год «Нягань» запланировал 34 проекта по внедрению новых технологий, объем инвестиций — уже возможны варианты, и проекты с применением отечественного оборудования становятся Чтобы помочь подрядчикам эффективно разработать нужные ТНК-ВР технологии, необходимо внутри ЦДО Холдинга создать группы, которые сфокусировались бы на их впечатлениями Евгений Армянинов.

он также отметил на форуме несколько разработок, входящих в Самый большой объем ошибок «А чтобы помочь подрядчикам мнению, прошедшее мероприясовершается на этапе сейсмических эффективно разработать эти тех- тие даст толчок для подготовки информационный голод по петрофизическим, геологическим, внедрении в производство», — компания хотела бы услышать от сти к существенному увеличению обратную связь с теми подрядчи- подрядчики неохотно и не до конзапасов и улучшению эффектив- ками, чьи технологии и оборудо- ца раскрывают свой потенциал:

ности освоения месторождений вание сейчас испытываются на «Они не готовы в присутствии

СЕРВИС КАК ФАКТОР КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИИ

ФЕДОР ЛЕСКИН

Директор департамента геолого-технических мероприятий и анализа текущей разработки ОАО «ТНК-Нягань»

Три основных месторождения ЦДО «ТНК-Нягань» — Талинское, Ем-Еговское и Каменное — расположены в Югре. Здесь же находится и Пулытьинский участок, где проведены разведочные работы. Кроме того, у предприятия есть четыре поисковые лицензии в Тимано-Печоре.

Ключевые проблемы предприятия сосредоточены на Талинской площади. Это и сложное геологическое строение основных объектов разработки, и низкая наработка на отказ фонда ЭЦН, и большой аварийный фонд скважин, и высокая обводненность, плюс проблемы с утилизацией газа и другие.

Мы выделили четыре группы проблем, решение которых нуждается в новых идеях.

Первая: большой бездействующий фонд. Эксплуатационный фонд по ЦДО «ТНК-Нягань» составляет скважин. 1800 — бездействующих, из них порядка 1700 — на Талинском месторождении. Наши действия — мероприятия по ликвидации негерметичной эксплуатационной колонны, гидроструйная эксплуатация, ремонтно-изоляционные работы. Однако на сегодняшний день отсутствуют эффективные технологии для ликвидации в короткие сроки сложных аварий.

Вторая: низкорентабельные запасы. Здесь также речь идет о низкопроницаемых коллекторах Талинского месторождения. Актуальны технологии по совместной эксплуатации объектов гидроразрыва в горизонтальном стволе. В прошлом году мы реализовали технологию многостадийного ГРП в наклонных скважинах - сейчас проводится оценка производительности этих скважин.

Третья: низкая эффективность ГТМ. Чтобы исправить ситуацию, мы совместно с подрядчиками реализуем большой пакет проектов по внедрению высокотехнологичных ГРП, а также технологий обработки призабойной зоны пласта и щадящего глушения скважин. В частности, на июнь-июль было запланировано начало работ по внедрению технологий ГРП (Schlumberger), а также технологии, позволяющей изолировать негерметичности эксплуатационной колонны. Сейчас идет доработка технологии ГРП FiberFrac Schlumberger, мы успешно провели первые три работы по ее опробованию.

Четвертая: высокое энергопотребление. На сегодняшний день реализуем несколько проектов по использованию энергоэффективного оборудования. В частности, в текущем году на 20 скважинах будет применен ЧПС для привода УШГН, который позволит установить оптимальное количество числа качаний, снизить удельную норму потребления электроэнергии на подъем кубометра жидкости.

Кроме того, на стадии реализации находится проект по использованию высокопроизводительного ЭЦН с повышенным КПД производства «Новомет-Пермь». Запланированный объем на текущий год — три скважины.

В прошлом году «ТНК-Нягань» реализовала 15 проектов по внедрению новых технологий. На 2011 год запланировано 34 проекта, объем инвестиций — $21,8 млн. Направления развития технологий следующие:

разработка месторождений — 6 проектов, внутрискважинные работы — 11, повышение эффективности мехдобычи — 7, бурение — 7, инфраструктура — 3 проекта.

Мы также ведем мониторинг нашего плана. Основные проблемы связаны со сроками выполнения заданий.

За 5 месяцев текущего года уже выполнено 8 проектов, на стадии реализации — 12, на стадии подготовки к реализации — 9. На стадии оценки возможности реализации — 3 технологии бурения. Один проект отложен:

посчитали, что вести подрядчика в отдаленный регион для нас сейчас дорого.

Мы сфокусировались на тех инновационных решениях, которые позволят снизить стоимость работ. И здесь я хотел бы отметить технологию FiberFrac компании Schlumberger, которая стоит дешевле стандартных методов ГРП.

сказывать о своих наработках, гическим данным месторожде- шение, в том числе объяснить фиособенно тех, что находятся в на- ния…» Он отметил невысокое зические и химические процессы чальной стадии». техническое и математическое нового метода, представить объКак заметил Юрий Краснев- наполнение работ, а также отсут- ем лабораторных работ, потому ский, директор департамента по ствие анализа: «Ведь были же неновым технологиям «ТНК-ВР Ме- удачи в процессе испытания ноТНК-ВР: подрядчики должны неджмент», он не услышал на фо- вых технологий? В чем их причипредлагать уже готовые технологии и руме ответы на главные вопросы: ны? Какие параметры не были «Где находятся запасы месторож- поддержаны жизнью? Какие представлять законченную схему дений, разрабатываемых в тече- ошибки допущены и как они исрасчета эффективности новой ние 20–30 лет? И как их осваи- правлялись?»

По его словам, самый большой необходимо четко прописать объем ошибок совершается на принципы внедрения новых тех- что нельзя испытывать технолоэтапе сейсмических работ: «У нас нологий. Так, по его мнению, под- гию сразу на скважине. И последбольшой информационный голод рядчики должны предлагать уже нее, представить законченную по петрофизическим, геологиче- готовые технологии. Т.е. обозна- схему расчета эффективности носким, геофизическим и гидроло- чить проблему, предложить ее ре- вой технологии.

«Нефтегазовая Вертикаль», #17/