March 2013

#3 2013

TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE

MARCH МАРТ

ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

Tight Oil, Tricky Reserves

Tech Trends p. / стр. 8 Новые технологии The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

Russia Wrestles with Its Own Version of the Shale Revolution p. / стр. 16

Трудноизвлекаемые нефть, сложные запасы Сланцевая революция на русский манер Tour TNK-BP’s R&D Center in Tyumen to Learn What’s New in Core Analysis Новые подходы к изучению керна в Тюменском нефтяном научном центре ТНК-BP p. / стр. 32

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

What is Your Marketing Solution to Get the Most from MIOGE 2013 et. al О маркетинге и возможности извлечь максимум пользы из MIOGE 2013 и не только Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

Spring is on the way and I would like to highlight some of the events coming up over the next few months.

Весна уже близко, и мне хотелось бы выделить некоторые события, которые должны произойти в течение ближайших месяцев.

M

IOGE, разумеется, – событие крупное, поэтому уверена, что многие из вас приедут в Москву в качестве участников или посетителей. Тем более что проводится оно раз в два года, и по традиции пройдет во второй половине июня. Компании тратят массу денег на участие в крупнейших выставках, как правило, подрывающих бюджет. Они покупают большое пространство на престижной, многолюдной площадке выставочного зала. Нанимают разработчика стендов, чтобы создать привлекательную среду для демонстрации их бренда и продукции. Организуется прилет торговых представителей из зарубежных офисов, чтобы встречать и приветствовать посетителей с надеждой, что те станут их новыми клиентами. Они также наносят логотипы бренда на мелкие игрушки – ручки, мягкие мячики, бейсболки, и прочие сувениры, надеясь, что посетители могут заглянуть на их вебсайт после того, как мероприятие закончится. Однако компании почти никогда не думают о том, как привлечь посетителей на свой стенд. Это похоже на игру в рулетку. Или рыбалку – только когда не ловят, а следят за рыбой в надежде, что что какая-нибудь сама запрыгнет в лодку. Конечно, всякое может случиться... Но можно ли надеяться на то, что человек, подошедший поболтать с вами, потому что вы предлагаете ему или ей бесплатную безделушку или 50-центовую ручку, через несколько месяцев этой самой ручкой подпишет с вами контракт на миллион долларов? Я в этом сомневаюсь, да и вы, думаю, тоже. Один мой знакомый в Хьюстоне, который хочет пробиться на российский рынок и планирует быть на MIOGE в этом году, сказал мне, что «не верит в торговые выставки, рекламу и раздачу брошюр».

IOGE is of course the big one, and I’m sure many of you will be coming to Moscow to exhibit and or attend this every other year event in the second half of June.

Companies spend a lot of money to exhibition at the biggest events, usually exhausting their budgets. They buy a big space in a prestigious, high traffic area of the exhibition hall. They hire a stand builder to create an attractive environment to show their brand and products. They fly sales staff in from foreign offices to meet and greet visitors – hoping to turn those visitors into new clients. And they stamp their brands on little toys – pens, squeeze balls, baseball caps, you name it, in hopes the visitor might look up a website when the event is past.

But companies almost never think about how they will get visitors into the booth. It’s almost like a roll of the dice. As the fish swim by, let’s hope that some will jump into our boat.

Who knows, they might.

But is the person who walks up to chat because you’re offering him or her a free bauble or a 50-cent pen, a person who will use that pen

M

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

1

EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

#3 March 2013

some months later to sign a Пусть так, но это – позиция нигилиста. $1 million deal with you? Мой знакомый не смог сказать, во что же он I doubt it. And so do you! верит. И я подозреваю, что все это от того, In fact a guy in Houston I что он попросту ничего не понимает в маркеknow who wants to break into тинге. Итак, он собирается приобрести стенд the Russian market and will на MIOGE (хотя не думает, что это принесет attend MIOGE this year, told какую-то пользу), а также поместить небольme that he “doesn’t believe шую рекламу в одном из журналов, которые in trade shows”; that he будут распространяться на выставке (хотя “doesn’t believe in advertisденег на это выделяется ровно столько, что бы ing”; that he “doesn’t believe реклама попала туда, где предлагается миниin passing out brochures.” мальная стоимость размещения). Почему он OK – so he’s a nihilist. He так поступает? Да потому, что думает, пользы couldn’t tell me what he does от этого все равно не будет. believe in. And I suspect that’s Я сказала ему, что, может быть, ему не because he simply doesn’t стоит вставать утром. Это ведь не приносит understand anything about никакой пользы – просыпаться по утрам, как marketing. So he’s going to вы знаете. buy a stand at MIOGE (though Но я также предложила ему возможное he doesn’t think it will do any решение. Если вы планируете участвовать в good); and he wants a small MIOGE, начните с конечной цели. На MIOGE вы ad somewhere in one of the хотите поговорить с людьми, которые заинjournals that will be circulatтересованы в вашей компании и вашей проed (though he’s only willing дукции. Значит, во-первых, решите для себя – to spend enough to get that кто эти люди, каков их опыт? Какие компании ad in the cheapest journal on и какой уровень принятия решений они предthe market.) Why? He doesn’t ставляют – инженерное направление, закупbelieve it will do any good. ки, управление бизнесом?

I told him that maybe he Затем подготовьте предложение, на котоshould just not get up in the рое откликнется ваша конкретная аудитория. morning. It won’t do any good Что вы можете ей предложить, и как можно to wake up you know. представить предложение, чтобы она на него PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ But I also offered him a откликнулась? Искусство продажи – надеюсь, solution. If you’re exhibiting at MIOGE, begin with the end in mind. You want to talk вы знаете – состоит в том, чтобы выяснить, что вашему клиенту требуется, и предto people at MIOGE who are interested in your company and in your products. So ложить ему это. Далее, продемонстрируйте вашему клиенту, как ваша продукfirst, decide for yourself – who are these people? What is their background? What ция или предложение может решить его проблемы. Если вы реально сможете это kinds of companies do they come from? What level of decision making do they показать, продажа становится почти автоматической – при условии, разумеется, represent? Engineering? Procurement? Business management? что вы говорите с человеком, отвечающим за принятие решений.

Then develop a message that your specific audience will respond to. What is Почему такое множество генеральных директоров компаний покупают место, your offer to them and how can you communicate that offer in a way that they will чтобы поместить информирующую рекламу, сообщающую, какая у них замеrespond to you? The art of sales – I hope you know – is to find out what your cus- чательная компания. Все считают, что их компания замечательная. Станете ли tomer needs that you can provide. Then show the customer how your product or вы покупать место в журнале, чтобы рассказать людям о своих недостатках? offering can solve your customer’s problem. If you can really show this, your sale Конечно же, нет. Но как тогда информирующая реклама сможет убедить потенциis pretty much automatic – providing your talking to the person who can make a альных клиентов покупать вашу продукцию? Отвечу – никак! decision. Однако, информирующая реклама размещается постоянно, и, честно говоря, Why do so many general directors at companies buy space to place adverto- деньги тратятся понапрасну. Почему же тогда это делается? Да потому, что легче rials talking about how great their company is. Everyone thinks their company is рассказать о себе, чем добиться от клиента, чтобы он рассказал о своих нуждах, и great. Would you buy space in a journal to tell people about your faults? Of course определить, как наилучшим образом удовлетворить эти нужды. not. So how is that going to convince a would-be client to buy from you? It won’t! Направление «СМИ и маркетинговые решения» журнала «Нефть и газ But this happens a lot and it’s frankly a waste of money. Why does it happen? Евразия» может помочь вам изменить положение вещей. Почему бы не обсуIt’s easier to talk about yourself than to ask your client to tell you about themselves дить с нами в этом году вопрос разработки маркетингового решения по оргаand to determine how best to fill your client’s needs. низации посещаемости вашего стенда – нужной посещаемости. Мы можем Oil&Gas Eurasia Media and Marketing Solutions can help you change things. помочь вам выбрать лучшую целевую аудиторию; разработать правильные Why not talk to us this year about crafting a marketing solution to drive traffic to сообщения; направлять эти сообщения в электронном виде по каналам прямого your stand – the right traffic. We can help you sort out your best audience targets; маркетинга; собирать данные с целевых страниц и с микро-сайтов; подготовить create the right messages; channel those messages through e-mail direct market- мини-мероприятие на вашем стенде для привлечения внимания соответствуюing; collect data through landing page design and micro-sites; set up a mini-event щей аудитории и для предварительной оценки посетителей. on your stand to attract the right attention and to pre-qualify attendees. И это лишь в общих чертах.

And that’s just an overview. Так что не будьте маркетинговыми нигилистами. В этом году вызовите So don’t be a marketing nihilist. This year, make a splash at MIOGE and don’t общий интерес на MIOGE, а не пытайтесь вытащить одну-двух рыбок из косяjust try to pick off a fish or two as the school swims by. Oil&Gas Eurasia has ка, проплывающего мимо. Журнал «Нефть и газ Евразия» помог другим, может helped others and can help you. Just email me at p.szymczak@eurasiapress.com помочь и вам. Просто свяжитесь со мной по адресу p.szymczak@eurasiapress. and let’s begin the conversation. com, и начнем наше общение.

2

Oil&GasEURASIA

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ EDITOR’S LETTER | ОТ РЕДАКТОРА

What is Your Marketing Solution to Get the Most from MIOGE 2013 et. al О маркетинге и возможности извлечь максимум пользы из MIOGE 2013 и не только

1

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

8

STATISTICS | СТАТИСТИКА 14

REVIEW | ОБЗОР 16

CHALLENGING&UNCONVENTIONAL RESERVES ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ И НЕТРАДИЦИОННЫЕ ЗАПАСЫ

It's Time the Old Ways Yield to New Ways Industry Deals With Hard-to-Recover Reserves

«Дедовский» метод не подойдет Отрасль решает вопросы по добыче трудноизвлекаемых запасов ILLUSTRATION: PYOTR DEGTYAREV / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

PRODUCTION INCREASE | УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ

Gazprom Neft Highlights Key Points for Production New Offshore Projects and the Development of Hard-to-Recover Reserves are High Priorities

«Газпром нефть» расставляет новые акценты в добыче

24

Компания займется шельфовыми проектами и разработкой трудноизвлекаемых запасов

RESERVOIR SIMULATION | ПЛАСТОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Hard-to-Recover Reserves Formation Analysis for West Siberian Fields О причинах формирования трудноизвлекаемых запасов на месторождениях Западной Сибири

28

THERMAL-GAS TREATMENT | ТЕРМОГАЗОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

RITEK to Extract Bazhenov Oil With Thermal-Gas Treatment Technology «РИТЭК» развивает технологии разработки залежей баженовской свиты

34

SHALE GAS | СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ

Poland Sets out to Accelerate Shale Gas Exploration and Extraction Польша намерена ускорить разведку и добычу сланцевого газа

36

R&D CENTER | НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР

TNK-BP R&D Center in Tyumen To Study Core and Reservoir Fluids with New Equipment В ТННЦ ТНК-BP изучат керн и пластовые флюиды на новом оборудовании

32

ESP | УЭЦН

Evaluation of ESP Reliability as a Way to Increase Non-Failure Operation (Part 2) Оценка надежности установок электроцентробежного насоса как способ увеличить срок их безотказной работы (часть 2)

40

ARTS | ИСКУССТВО

Paint It Oil Пейзаж, нарисованный нефтью 4

46

Oil&GasEURASIA

Count on Baker Hughes for innovative completion solutions.

During fracturing, we engineered our IN-Tallic frac balls to hold pressure and open sleeves without deforming and then disintegrate at a predictable rate based on downhole conditions.

© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved. 38256 3/2013

Draw on more than a century of experience for improved efficiency and increased recovery.

In the decades since we introduced the casing shoe to Russia, Baker Hughes engineers and scientists have continued to develop new completion and intervention solutions—helping you maximize your hydrocarbon production safely and efficiently. Today, with the introduction of our FracPoint™ multistage completion system, we can cut days off the time it takes to fracture horizontal wells. And our patented IN-Tallic™ frac balls employ advanced nanotechnology to make your frac operations even more efficient.

Contact your Baker Hughes representative today to leverage our local expertise and advanced technology.

Advancing Reservoir Performance

8.890 cm ~ 22 hours

7.308 cm ~ 80 hours

3.861 cm ~ 110 hours

~ 250 hours Control parameters: 66°C, 3% KCl

bakerhughes.com/Russia

#3 March 2013

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ | DRILLING MUDS

New Chemicals for Well Completion after Drilling, Well Killing with Polymer Solutions and Hydraulic Fracturing Новые реагенты для освоения скважин после операций бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта

48

EQUIPMENT | ОБОРУДОВАНИЕ

Снижение потерь ГСМ в результате внедрения интеллектуальных систем телематики на топливозаправщиках

52

INCLINOMETERS | ИНКЛИНОМЕТРЫ

Continuous Well Directional Survey Непрерывная инклинометрия скважин

54

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ TMK . . . . . . . . . . . . . . . Front Inside Cover / 2-я страница обложки HALLIBURTON . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я страница обложки

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

NOV . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Baker Hughes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 ZIRAX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

PUBLISHER & EDITOR IN CHIEF Pat Davis Szymczak p.szymczak@eurasiapress.com

ИЗДАТЕЛЬ И ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Пэт Дэвис Шимчак p.szymczak@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR Elena Zhuk edit@eurasiapress.com

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА / ТЕХНОЛОГИИ Елена Жук edit@eurasiapress.com

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER Pyotr Degtyarev design@eurasiapress.com SENIOR EDITOR Olga Hilal DIGITAL PRODUCTS DEVELOPMENT MANAGER Dave Kondris dave@eurasiapress.com WEB EDITOR Lada Ponomareva CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex GUEST CORRESPONDENTS Ben Priddy, Vladimir Shlychkov COVER PHOTO Pyotr Degtyarev TRANSLATION Sergei Naraevsky, Marina Zavadskaya

СТАРШИЙ РЕДАКТОР Oльга Хилал МЕНЕДЖЕР ПО РАЗВИТИЮ ЦИФРОВЫХ ПРОДУКТОВ Дэйв Кондрис dave@eurasiapress.com

U.S. SALES OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 EUROPEAN SALES sales@eurasiapress.com Tel.: +7 (499) 678 25 53 Fax: +7 (499) 678 25 54

ITALY SALES Dario Mozzaglia dario@eurasiapress.com Tel.: +39 010 583 684 Fax: +39 010 566 578 CASPIAN SALES Medina Pashaeva, Lala Abdullayeva media@cbnmail.com Tel.: +99 412 4933189, +99 412 4934507 Fax: +99 412 4932478 Mobile: +99 450 2223442

is a Member of:

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex СПЕЦКОРРЕСПОНДЕНТЫ Бен Придди, Владимир Шлычков ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев ПЕРЕВОД Сергей Нараевский, Марина Завадская РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА Елена Лунева subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA Marina Alyoshina sales@eurasiapress.com

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ И ПРОДАЖ / РОССИЯ Марина Алешина sales@eurasiapress.com

6

SPT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

ВЕБ РЕДАКТОР Лада Пономарева

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS Elena Luneva subscribe@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

6

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ Петр Дегтярев design@eurasiapress.com

Smit Lamnalco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

e-mail: info@eurasiapress.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

8 Shlyuzovaya emb, Suite 201, Moscow 117152, Russia.

Tel./Fax: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54.

Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow

by Eurasia Press, Inc. (USA) and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate # 77-16277.

OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: edition # 2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry # 45834), Pochta Rossii (entry # 12632), Rospechat (entry # 84552), Rospechat NTI (entry # 66790).

ISSN 1812-2086 Press Run: 8,000 © 2013, Eurasia Press, Inc. (USA) All Rights Reserved.

117152, Москва, Шлюзовая набережная 8, офис 201. Тел./факс: +7 (499) 678 25 53 / 678 25 54. Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве «Евразия Пресс, Инк.» (США) и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 8 000 экз.

ISSN 1812-2086 © 2013, «Евразия Пресс, Инк.» (США) Все права защищены.

Oil&GasEURASIA

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Винтовые крепления Balltec облегчат швартовку

Helical Subsea Mooring Connectors (SMC’s) are a simplified connector suitable for the most demanding mooring applications. Helical Connectors build on Balltec's experience in subsea moorings and are specifically designed to retain ease of use whilst reducing parts count and negating the need for chemicals and environment seals.

The design of the Helical Connector combines top entry, self-aligning and speedy installation features of the more complex ball and taper mooring connector with the simplicity of a traditional ROV H-link.

Винтовые подводные швартовочные системы представляют собой упрощенные крепления, подходящие для самых ответственных операций по швартовке. Крепления построены на основе опыта компании Balltec в подводной швартовке и разработаны специально для сохранения простоты использования при уменьшении количества деталей и избавления от необходимости применения химикатов и герметичных уплотнений. В конструкции винтового крепления сочетаются верхний разъем, возможность самоцентрирования и быстрой установки более сложной швартовочной системы, включающей технологию сфер и конусов, с простотой традиционных систем Н-образной тяги подводных аппаратов дистанционного управления ROV. Винтовое крепление – это простое трехкомпонентное устройство, включающее элемент с наружной резьбой, элемент с внутренней резьбой и соединительный штифт. Элементы с наружной и внутренней резьбой представляют собой механически обработанные несущие нагрузку штампованные детали. Когда элемент с наружной резьбой опускается в элемент с внутренней резьбой, фаски на переднем конце элемента с наружной резьбой состыковываются с фасками на корпусе элемента с внутренней резьбой. За счет этого происходят соединение обоих элементов и выравнивание отверстий под соединительный штифт, благодаря чему он легко и с первого раза может войти в эти отверстия. Соединительный штифт предварительно вставляется в корпус элемента соединения с внутренней резьбой и легко проталкивается через отверстия обоих элементов дистанционно управляемым манипулятором ROV. Вставка соединительного штифта дает простое соединение двухсрезным штифтом, при этом обеспечивается радиальная центровка двух соединяемых элементов. Для удерживания штифта на месте и предотвращения случайного размыкания соединения, соединительный узел предусматривает внутреннюю втулку с кулачковым профилем с байонетным пазом. Штифт имеет подпружиненную рукоятку, которая находится в нижней части байонетного паза для предотвращения размыкания соединения. Полностью вставленная рукоятка соединительного штифта удобно расположена и находится внутри соединительного узла для предотвращения повреждения при ударе. В качестве альтернативы, для применения в жестких, высококоррозионных средах предлагается неподпружиненное запирающее устройство. Стопорный штифт, установленный в штампованной детали с внутренней резьбой, выравнивается с отверстием соединительного штифта. При правильной установке, стопорный штифт входит в отверстие и фиксируется в этом положении. Наряду с прочими преимуществами, винтовое крепление отличают следующие особенности:

● Mooring connector can be used at any depth.

SOURCE / ИСТОЧНИК: BALLTEC

Balltec Helical Connector to Simplify Mooring Operations

● Винтовое крепление может использоваться на любой глубине.

The Helical is a simple three piece connector consisting of a male element, female element and connecting pin.

The male and female elements are machined load bearing forgings. When the male connector is lowered into the female, chamfers on the nose of the male interface with chamfers on the female body. This interaction interlocks both the male and female elements and ensures the pin holes are self-aligned for easy, first time, insertion of the connecting pin.

The connecting pin is pre-installed in the female connector body and is easily pushed by ROV through the male and female components. The insertion of the connecting pin offers a simple connection with the pin in double shear, ensuring radial alignment of the two connecting elements.

To secure the pin in position and prevent any accidental release of the connection, the docking fabrication contains an internal sleeve with a J-Slot cam profile. The pin has a sprung handle that engages within the bottom of the J-Slot to prevent release. Once fully inserted, the handle of the connecting pin is conveniently located, and completely encased within the docking fabrication to prevent any impact damage.

As an alternative, a non-sprung locking device is offered for applications in hostile, high corrosion environments. A shot pin mounted within the female fabrication is aligned with a hole in the connecting pin. When correctly installed the shot pin enters the hole and is secured in position.

8

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

● Amongst other benefits the Helical Connector offers: ● Self aligning, diverless, top entry connection; ● Quick and easy to connect; ● Can be used with any anchor type at any depth; ● Only one ROV operation to connect or disconnect.

● самоцентрующееся соединение с верхним разъемом, устанавливаемое без помощи водолазов; ● быстрота и легкость соединения; ● возможность использования с любыми типами якорей на любой глубине; ● для соединения или отсоединения требуется лишь одна операция с использованием дистанционно-управляемого манипулятора ROV.

A Product of Gusar is Undergoing Acceptance Tests of Transneft

Improving Refinery Off-sites Operation with Invensys Off-sites Software Suite 2.2 Invensys Operations Management has updated its Off-sites software solution, including a new batch-tracking option for its Order and Movement Management module in Invensys Off-sites Software Suite 2.2. The newest version further enables accurate and detailed traceability of quality, composition, ownership and batch in movement. Additionally, its line management feature has been reworked to provide full line handling with similar detailed information about batches, ownership, composition and quality actually flowing in lines or line segments. The blend optimization system is enhanced to optimize blend plans Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE: GUSAR / ИСТОЧНИК: ГУСАР

A development prototype of the ball-type cavitation-free pressure regulator DN 500 PN 6.3 MPa, manufactured by Gusar, the Gusev valve plant, successfully passed the first stage of acceptance tests run by Transneft commission.

The new product type has been designed on Transneft’s order, under the company’s R&D program.

Pressure regulators will be installed primarily in main pipelines and service pipelines at oil pumping stations. For areas with higher seismicity (up to 10 points), an ● Pressure regulator is in use at earthquake-resistant Talakan pumping station. version of the regula- ● Регулятор давления tor will be manufac- эксплуатируется на площадке НПС tured. Also, the regula- «Талакан». tor’s design allows using it in regions with cold climate, at ambient temperature down to –60 С, installed outdoors.

According to Gusar General Director Alexandr Berezkin, previously Transneft had to import the product from Finland or from the U.S. as nobody manufactured it in Russia.

Продукция «Гусара» проходит приемочные испытания компании «Транснефть» Опытный образец безкавитационного регулятора давления шарового типа DN 500 PN 6,3 МПа, производства Гусевского арматурного завода «Гусар», успешно прошел первый этап приемочных испытаний, проводимых комиссией ОАО «АК «Транснефть». Новый вид продукции был разработан по заданию компании «Транснефть» в рамках программы НИОКР. Основная сфера применения регуляторов давления – магистральные трубопроводы и технические трубопроводы на нефтеперекачивающих станциях. Для районов с повышенной сейсмичностью (до 10 балов) регулятор будет производиться в сейсмостойком исполнении. Кроме этого предусмотрена его эксплуатация и в районах с холодным климатом, при температуре окружающей среды до –60 С° с размещением на открытой площадке. По словам генерального директора ООО «Гусар» Александр Березкина, раннее данный вид продукции компания «Транснефть» закупала исключительно за рубежом, в Финляндии и США, так как в России данная продукция не выпускалась.

Программный пакет Invensys Off-sites 2.2 оптмизирует работу НПЗ Компания Invensys Operations Management выпустила усовершенствованную версию ПО, программный пакет Invensys Off-sites 2.2, для повышения эффективности общезаводского хозяйства, включив новую опцию отслеживания партий в модуле управления заказами и передвижениями продуктов. Новая версия позволяет точно и в подробностях отследить качество, состав, принадлежность и партию продукта в движении. Также, существенно доработана функция управления технологическими линиями. Теперь она обеспечивает работу с данными всех технологических линий с предоставлением систематизированной детальной информации о партиях, принадлежности, составе и качестве продуктов, фактически присутствующих в трубопроводах или в сегментах. Функционал системы оптимизации смешения усовершенствован и позволяет оптимизировать планы для многопоточного технологического оборудования. Также усовершенствована информационная система резервуарного парка. Теперь она позволяет осуществлять контроль избыточного уровня и полностью прозрачную синхрониНовейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

9

#3 March 2013

● Invensys Off-Sites solutions improve operating profits of refinery off-sites and terminal facilities. ● Решение Invensys для общезаводского хозяйства увеличивает эксплуатационную прибыль резервуарных парков и терминалов НПЗ.

SOURCE / ИСТОЧНИК: INVENSYS

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

for multi-blend header process environments. Additionally, the tank information system has been improved to support redundant level measurements and to provide fully transparent synchronization of TIS alarms with PLC or distributed control systems.

Increased automation and operational performance reduces the cost of operation, while at the same time improves the safety compliance and business performance.

Integration of the Off-sites Software suite with the company’s SimSci-Esscor ROMeo software offers further optimization of refinery operations by providing accurate crude composition data as real-time input information from offsites crude feedstock inventory and blending operations.

Key capabilities: ● Accurate tank inventory, order and movement management; ● Off-line blend setup, validation, pre-blend and online optimization; ● Automated and precise tank emissions monitoring and reporting; ● Quality analysis, analyzer management and validation to address operational quality procedures, such as EPA 40CFR80 requirements; ● Integration with SimSci-Esscor ROMeo process optimization software.

New Technologies Help Increasing TNK-BP’s Oil Production by Roughly 23 Million Tons in 2012 TNK-BP announces that it achieved an overall increment of over 2 million tons in 2012 by deploying new oil production technologies – more than twice the figure for 2011.

In 2012, TNK-BP carried out over 2,000 operations in areas such as multi-stage hydrofracking, bottom-hole treatments and commingled production.

In 2013, the company plans to focus on pilot projects for hardto-recover reserves, improving its multi-stage hydrofracking technologies and applying new technological solutions in the field of artificial lift.

“Developing new technologies is one of TNK-BP’s key activities.

To deliver steady production growth we’re planning to carry out over 600 operations within our pilot projects in 2013, as well as over 2,000 operations to scale-up solutions that have already proved successful,” said Emerson Milenski, TNK-BP Vice President, Technology.

10

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

зацию сигналов службы технического обслуживания с ПЛК или с распределенными системами управления. Данное решение не привязано к РСУ и обеспечивает управление материальными ресурсами и процессами смешения – двумя наиболее важными областями, определяющими общие показатели эффективности НПЗ. Наращивание автоматизации и повышение операционной эффективности снижают эксплуатационные расходы, при этом повышая уровень безопасности и коммерческие показатели. Интеграция программного пакета общезаводского хозяйства с решением ROMeo SimSci-Esscor обеспечивает дополнительную оптимизацию операционной деятельности НПЗ. Система управления общезаводским хозяйством предоставляет точные данные о процессах смешения, составе и запасах сырья в реальном времени.

Основной функционал: ● Получение достоверных данных о материальных ресурсах резервуарного парка, точное распределение заказов и управление передвижением продукта. ● Подготовка и проверка смеси в автономном режиме, ее оптимизация непосредственно перед смешением и в онлайн режиме. ● Автоматизированный безошибочный мониторинг выбросов и отчетность. ● Качественный анализ, аналитическое управление и подтверждение для реализации методик обеспечения качества, таких как требование EPA 40CFR80. ● Интеграция с ПО оптимизации техпроцессов SimSciEsscor ROMeo.

ТНК-ВР дополнительно добыла в 2012 году около 2,3 млн т нефти благодаря внедрению новых технологий ТНК-ВР сообщает, что общий эффект от внедрения новых технологий добычи нефти в 2012 году составил более 2 млн. Этот показатель более чем вдвое превышает результаты за предыдущий год. В 2012 году ТНК-ВР провела более 2 000 операций по таким направлениям, как механизированная добыча, многостадийный гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны, одновременнораздельная эксплуатация. В 2013 году компания планирует сосредоточиться на реализации пилотных проектов по трудноизвлекаемым запасам, усовершенствовании технологии многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах, а также внедрении новых технологических решений в области механизированной добычи и увеличения коэффициента нефтеотдачи. «Разработка новых технологий является одним из ключевых направлений в деятельности ТНК-ВР. Для обеспечения стабильного роста добычи, в 2013 году мы планируем провести более 600 операций по пилотным проектам и свыше 2 тыс. операций по масштабному внедрению уже зарекомендовавших себя решений», – объявил вице-президент ТНК-ВР по технологиям Эмерсон Миленски.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

«ЛУКОЙЛ» внедрил новый метод добычи тяжелой нефти

LUKOIL is the first company to tame Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD) – the company just finalized setting up the SAGD project in the cluster of lateral wells at Lyaelsky area of Yaregsky field in Komi Republic (Russia).

Technology of head-on SAGD will effectively engage more than 16 million tons of oil at Lyaelsky area.

In contrast to the traditional SAGD, which stipulates that steaminjection and production wells are to be drilled next to each other, the new method focuses on drilling the wells in opposite locations.

In line with the project, five pairs of wells were drilled in the effective pay zone, with horizontal segment running for 1,000 meters. The distance between the two wells is 5-10 meters, between pairs of wells – 70 meters.

Steam, continuously pumped into the upper well, forms a constantly expanding steam chamber inside the strata. At the border of this chamber steam condenses and, together with crude oil gravitates to the bottom well – the production well.

Oil produced at Yaregsky field is heavy, its viscosity can reach 12,000 mPa s (millipaskal per second). To compare, water viscosity equals 1 mPa s. The field, discovered in 1932, composed of three structures: Yaregsky, Lyaelsky and Vezhavozhsky. Only one structure – Yaregsky – has been developed since 1939. To extract oil, as of 1972, a thermalmining method has been used in this area.

«ЛУКОЙЛ» впервые в мире реализовал проект встречного термогравитационного дренирования пласта (ТГДП, Steam-Assisted Gravity Drainage – SAGD) в системе горизонтальных скважин на Лыаельской площади Ярегского месторождения в Республике Коми. Технология встречного ТГДП позволит эффективно вовлечь в разработку свыше 16 млн т запасов нефти только на Лыаельской площади. В отличие от традиционного ТГДП, при котором паронагнетательная и добывающая скважины бурятся из соседних точек, новый метод предусматривает бурение встречных скважин из противоположных точек. В соответствии с проектом в продуктивной части пласта пробурено пять пар скважин с длиной горизонтальной части ствола 1 000 м. Расстояние между двумя скважинами составляет 5-10 м, между парами скважин – 70 м. В верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, в результате чего образуется паровая камера, которая постоянно расширяется. На границе этой камеры пар конденсируется и вместе с нагретой нефтью под действием сил гравитации стекает к нижней скважине, из которой добывается нефть. Нефть Ярегского месторождения является тяжелой, ее вязкость достигает 12 тыс. мПа с (миллипаскаль секунда). Месторождение было открыто в 1932 году. В его состав входят три структуры: Ярегская, Лыаельская и Вежавожская. В промышленной разработке с 1939 года находилась только Ярегская площадь, где с 1972 года применяется термошахтный метод добычи нефти.

Eclipse Model 706 Transmitter Advances Guided Wave Radar Technology Magnetrol International, Incorporated has launched the ECLIPSE Model 706 guided wave radar (GWR) transmitter, a best-in-class level control solution that advances guided wave radar technology with improved performance for a wide range of level and interface control applications.

The ECLIPSE Model 706 is designed to provide outstanding accuracy, reliability and safety for virtually all process industries.

Latest-generation features include: Enhanced Signal Performance – the ECLIPSE Model 706 innovative GWR circuitry achieves both a higher transmit pulse amplitude and improved receiver sensitivity, Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE: LUKOIL / ИСТОЧНИК: ЛУКОЙЛ

LUKOIL’s Implements New Heavy Oil Production Method

Совершенствование волноводнорадарной технологии с передатчиком модели 706 ECLIPSE Компания Magnetrol International, Incorporated выпустила волноводный радарный передатчик модели 706 Eclipse – лучшее в своем классе решение для регулирования уровня раздела несмешивающихся жидкостей. В данном устройстве задействована усовершенствованная волноводно-радарная технология (ВРТ), имеющая широкий диапазон применений. Модель 706 Eclipse разработана для обеспечения исключительной точности, надежности и безопасности практически во всех отраслях перерабатывающей промышленности.

Особенности устройства последнего поколения включают: Повышенное качество сигнала – инновационная ВРТсхема модели 706 ECLIPSE обеспечивает как повышенную Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

11

#3 March 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ● Magnetrol’s new GWR solution offers improved level control performance. ● Новый передатчик ВРТ компании Magnetrol обеспечивает улучшенный контроль уровня жидкости.

12

Multi-Channel Wireless Transducer Ytmx580 Is Coming to the Russian Market

На российском рынке появится многоканальный беспроводной преобразователь YTMX580

In 2013, Yokogawa Electric initiates deliveries of multichannel wireless transducers YTMX580 on the territory of the Russian Federation and CIS countries; these transducers support the multifunctional wireless standard of industrial communication ISA100.11a. Each transducer has eight analog measuring channels. At present time, this number of channels is leading in the industry.

The channels are of a universal type, supporting main calibrations of thermocouples and resistance-temperature detectors, and also direct current signals (using shunt resistance), voltage and resistance. The input type can be configured independently for each channel.

В 2013 году компания Yokogawa Electric начинает осуществление поставок на территории Российской Федерации и стран СНГ многоканальных беспроводных преобразователей YTMX580, поддерживающих многофункциональный беспроводной стандарт промышленной связи ISA100.11a. Каждый преобразователь имеет восемь аналоговых измерительных каналов. На сегодняшний день данное число каналов является ведущим в отрасли. Тип каналов – универсальный, поддерживаются основные градуировки термопар и резистивных датчиков температуры, а также сигналы постоянного тока (с использованием шунтирующего сопротивления), напряжения и

SOURCE / ИСТОЧНИК: MAGNETROL

resulting in a signal-to-noise ratio (SNR) that is nearly 300% higher than competitive GWR devices. This assures precise, dependable control for every level application, including extremely low dielectric media, extended measuring ranges, and punishing conditions where foaming, boiling or flashing can occur.

Overfill Capable Probes – Magnetrol offers the only guided wave radar transmitter on the market with a complete line of overfill capable probes. Unlike other GWR transmitters that use algorithms to infer level readings in top-of-the-probe dead zones, the ECLIPSE Model 706 measures true level to within specification all the way up to the process flange. Coaxial and single rod overfill capable probes can be installed in various configurations on the vessel, even when the risk of flooding exists.

Advanced Diagnostics – the ECLIPSE Model 706 takes the user interface experience to new levels of convenience and functionality. The LCD diagnostics convey critical real-time waveform and trend data with outstanding ease of use. Additionally, the ECLIPSE Model 706 can be preconfigured online prior to shipment, to ensure plug-and-play transmitter commissioning and automatic capture of echo curve during upsets. The ECLIPSE Model 706 transmitter provides safe, efficient and cost-effective liquid level and interface control, and is virtually unaffected by fluctuating process conditions including density, dielectric, viscosity and specific gravity.

The ECLIPSE Model 706 introduction represents the latest GWR innovation from Magnetrol, the company that introduced the original ECLIPSE Model 705 – the very first 2-wire, loop-powered GWR transmitter for industrial liquid level applications.

амплитуду передаваемого импульсного сигнала, так и улучшенную чувствительность приемника, в результате чего достигается отношение сигнал/помеха, почти на 300% превышающее такое отношение в других устройствах ВРТ. Это обеспечивает точный, надежный контроль уровня для любых случаев применения, включая очень выраженные диэлектрические среды, расширенные диапазоны измерений, а также тяжелые условия, в которых может произойти пенообразование, закипание или вспышка. Датчики, рассчитанные на высокий уровень жидкости – компания Magnetrol предлагает единственный на рынке волноводный радарный передатчик с полным комплектом датчиков, рассчитанных на высокий уровень жидкости. В отличие от других передатчиков ВРТ, которые используют определенные алгоритмы, позволяющие предполагать значения уровня в так называемых «мертвых зонах» выше датчиков, модель 706 ECLIPSE измеряет реальный уровень по всей высоте до технологического фланца. Рассчитанные на высокий уровень жидкости датчики с коаксиальным кабелем и с одним стержнем можно устанавливать в емкостях по различным схемам, даже когда существует риск переливания. Усовершенствованная диагностика – в модели 706 ECLIPSE опыт взаимодействия с пользователем поднимается на новый уровень удобства использования и функциональности. ЖК диагностические средства оперативно передают важные данные о форме сигнала и динамические данные с необыкновенным удобством использования. Кроме того, модель 706 ECLIPSE можно предконфигурировать в диалоговом режиме до транспортировки, чтобы обеспечить легкий запуск системы передатчика и автоматическую запись кривой отраженных сигналов при нарушении процесса. Передатчик модели 706 ECLIPSE обеспечивает надежный, эффективный и экономичный контроль уровня жидкости и уровня раздела несмешивающихся жидкостей; он практически не подвержен воздействию переменных условий работы, включая плотность, вязкость, удельная плотность и диэлектрические характеристики. Запуск производства передатчика модели 706 ECLIPSE отражает новейшие ВРТ решения компании Magnetrol, которая ранее внедрила модель 705 ECLIPSE – первый двухпроводной ВРТ передатчик с питанием от контура, для промышленного определения уровня жидкости.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com a.c com

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ SOURCE / ИСТОЧНИК: YOKOGAWA

Received signals are converted into an electric signal to be transmitted into the monitoring and control system.

Tr a n s d u c e r s YTMX580 are intended for application at the facilities with a large number or high density of temperature measurement points (tanks of processing units, drying kilns, boilers, motors, cracking units of chemical plants, fractionating towers, reactors, etc.).

Application of the multi-channel transducer will make it possible to reduce the total amount of transducers, thereby cutting-down the cost of development of the monitoring and control system, and improving the maintenance efficiency.

One of the possible applications of transducers YTMX580 is temperature profiling which implies use of several built-in temperature-sensitive elements for monitoring of temperature distribution inside a certain object (reactor, tank, bank, etc.). Additionally, the transducer can be used to transmit information on the remote object status, received from various sensors, to the dispatcher center. The guaranteed range of wireless data transfer is 600 meters, which is three times higher than this parameter of the existing analogs.

The main advantages of YTMX580 compared to the analogs are the maximum amount of input channels at comparable overall dimensions and use of the multifunctional standard of wireless communication ISA100.11a characterized by a high reliability of data transfer.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● YTMX580 transducer has eight measuring channels. ● Преобразователь YTMX580 имеет восемь аналоговых измерительных каналов. сопротивления. Тип входа может быть независимо сконфигурирован для каждого канала. Полученные сигналы преобразуются в электрический сигнал для передачи в систему контроля и управления. Преобразователи YTMX580 предназначены для использования на объектах с большим числом либо высокой плотностью точек измерения температуры (резервуары технологических установок, сушильные печи, котлы, двигатели, крекинговые печи химических заводов, ректификационные колонны, реакторы и т.п.). Применение многоканального преобразователя позволит уменьшить общее количество преобразователей, снизив тем самым затраты на разработку системы контроля и управления и увеличив эффективность обслуживания. Одним из возможных применений YTMX580 является температурное профилирование, предполагающее использование нескольких встраиваемых температурных датчиков для контроля распределения температуры внутри объекта (реактора, резервуара, насыпи и др.). Кроме того, преобразователь может использоваться для передачи информации о состоянии удаленного объекта, получаемой от различных датчиков, на диспетчерский пункт. Гарантированная дальность беспроводной передачи данных – 600 метров, что в три раза превышает значение данного параметра у имеющихся аналогов. Главными преимуществами YTMX580 по сравнению с аналогами являются максимальное количество входных каналов при сопоставимых габаритах и использование многофункционального стандарта беспроводной связи ISA100.11a, характеризующегося высокой надежностью передачи данных.

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru eurasia.r

13

STATISTICS | СТАТИСТИКА Oil / Нефть Index (1,000 tons) Показатели (тыс. т) Production (including NGL) Добыча (включая газовый конденсат) Supply for refinery in Russia Поставки на НПЗ в России Export / Экспорт Primary distillation in Russia Первичная переработка на НПЗ в России

February 2013 Февраль 2013

January 2013 Январь 2013

Change for a month (%) Изменение за месяц (%)

February 2012 Февраль 2012

Change for a year (%) Изменение за год (%)

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т)

39 939,0

44 186,4

-9,6

40 901,6

-2,4

84 125,4

21 098,5

23 111,3

-8,7

21 468,6

-1,7

44 209,8

17 948,9

19 865,3

-9,6

18 565,8

-3,3

37 814,2

21 030,8

23 092,4

-8,9

21 232,5

-0,9

44 123,2

Change for a year (%) Изменение за год (%) -0,2 -2,0 -6,2 -6,0

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т) 6 469,6 11 872,8 12 673,3 1 354,4

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов Change for a month (%) Изменение за месяц (%) -8,0 -11,3 -11,8 -21,4

Index (1,000 tons) Показатели (тыс. т)

February 2013 Февраль 2013

January 2013 Январь 2013

February 2012 Февраль 2012

Petrol / Бензин Diesel / Дизтопливо Heating oil / Топочный мазут Jet fuel / Авиакеросин

3 100,8 5 582,4 5 938,0 595,9

3 368,8 6 290,4 6 735,3 758,5

February 2013 Февраль 2013

January 2013 Январь 2013

Change for a month (%) Изменение за месяц (%)

February 2012 Февраль 2012

Change for a year (%) Изменение за год (%)

From the beginning of 2013 (1,000 tons) / С начала 2013 года (тыс. т)

57 803,2

65 266,5

-11,4

60 104,4

-3,8

123 069,7

42 774,6

48 547,8

-11,9

45 768,8

-6,5

91 322,4

46 495,5

54 994,7

-15,5

54 546,7

-14,8

101 490,2

17 114,7

19 634,5

-12,8

21 242,0

-19,4

36 749,2

February 2013 Февраль 2013

January 2013 Январь 2013

Change for a month (%) Изменение за месяц (%)

February 2012 Февраль 2012

Change for a year (%) Изменение за год (%)

From the beginning of 2013 (1,000 tons) С начала 2013 года (тыс. т)

27 317,4

27 522,2

-0,7

27 954,1

-2,3

54 839,6

25 064,3

27 995,5

-10,5

25 649,2

-2,3

53 059,8

9 365,5

10 061,2

-6,9

8 413,0

11,3

19 426,7

February 2013 Февраль 2013

January 2013 Январь 2013

Change for a month (%) Изменение за месяц (%)

February 2012 Февраль 2012

Change for a year (%) Изменение за год (%)

From the beginning of 2013 С начала 2013 года

92 500,0

104 200,0

-11,2

100 900,0

-8,3

196 700,0

63 100,0

77 100,0

-18,2

76 600,0

-17,6

140 200,0

3 108,0 5 696,6 6 332,0 634,1

Gas / Газ Index (million cubic meters) Показатели (млн м3) Production (total) Добыча газа (всего) Including Gazprom В т.ч. «Газпром» Domestic consumption Внутреннее потребление газа Export / Экспорт

Coal / Уголь Index (1,000 tons) Показатели (тыс. т) Production (total) Добыча угля (всего) Total supply Общая поставка угля Including export В т.ч. на экспорт

Electric Energy / Электроэнергия Index / Показатели Electric energy generation (million kW per hour) / Выработка электроэнергии (млн Квт/час) Heat power generation (1,000 Gcal) Производство теплоэнергии (тыс. Гкал)

SOURCE: MINENERGO / ИСТОЧНИК: МИНЭНЕРГО

14

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

STATISTICS | СТАТИСТИКА

Парк буровых установок в мире Worldwide Rig Counts Regions / Регионы

August Август

September Сентябрь

October Октябрь

November Ноябрь

December Декабрь

January 2013 Январь 2013

February 2013 Февраль 2013

Latin America / Латинская Америка

417

411

412

398

414

414

427

Europe / Европа

118

124

124

127

136

134

135

Africa / Африка

111

108

104

102

102

115

113

Middle East / Ближний Восток

388

381

377

394

363

379

350

Asia Pacific / АТР

227

230

242

246

238

237

250

Canada / Канада

316

355

365

385

353

503

642

U.S. / США

1 913

1 859

1 834

1 809

1 784

1 757

1 762

Total World / В мире

3 490

3 468

3 458

3 461

3 390

3 539

3 679

Regions in average / Регионы в среднем Latin America / Латинская Америка Europe / Европа Africa / Африка Middle East / Ближний Восток Asia Pacific (before 2009 – Far East) АТР (до 2009 – Дальний Восток) Canada / Канада U.S. / США Total World / В мире

2003 244 83 54 211

2004 290 70 48 230

2005 316 70 50 248

2006 324 77 58 238

2007 355 78 66 265

2008 384 98 65 280

2009 356 84 62 252

2010 383 94 83 265

2011 424 118 78 291

2012 423 119 96 356

2013 421 135 114 365

177

197

225

228

241

252

243

269

256

241

244

372 1 032 2 174

369 1 190 2 395

458 1 380 2 746

470 1 648 3 043

343 1 768 3 116

379 1 878 3 336

221 1 086 2 304

351 1 541 2 985

423 1 875 3 465

365 1 919 3 518

573 1 760 3 609

SOURCE / ИСТОЧНИК: BAKER HUGHES

Main Oil Products Production / Производство основных нефтепродуктов

Gas / Газ

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

September / Сентябрь

August / Август

February / Февраль

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

2013

October / Октябрь

2012

2013

September / Сентябрь

August / Август

2012

February / Февраль

Oil / Нефть

Coal / Уголь

2012

2012

2013

2013

35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

February / Февраль

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

September / Сентябрь

August / Август

February / Февраль

January / Январь

December / Декабрь

November / Ноябрь

October / Октябрь

September / Сентябрь

August / Август

0

15

REVIEW

It's Time the Old Ways Yield to New Ways Industry Deals With Hard-to-Recover Reserves

Дедовский метод не подойдет Отрасль решает вопросы по добыче трудноизвлекаемых запасов

ILLUSTRATION: PYOTR DEGTYAREV / ИЛЛЮСТРАЦИЯ: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

Lada Ponomareva

D

evelopment of hard-to-recover reserves is one of the most pressing issues in the oil and gas sector today. Large conventional fields are gradually depleting and maturing, Russia's oil reserve growth rate is slowing, and at the same time energy demand is rapidly increasing. Furthermore, the quality of remaining reserves at conventional fields is decreasing, making refining efforts more difficult. These developments are forcing oil companies to start developing so-called “complex” fields that require new technologies for hydrocarbon production and refining.

Most Russian companies are uncertain how to approach this problem. Many prefer to develop and implement enhanced oil recovery (EOR) technologies at their fields. Bashneft and Tatneft are among the evident leaders in this area. Between 2008 and 2011, owing to a number of measures aimed at oil recovery enhancement, Bashneft managed to increase oil production by 29 percent (for more details, see “It's End Times for Easy Hydrocarbons”, OGE #7-8, 2012, pp. 19-20). Tatneft's average value of incremental oil production resulting from oil recovery enhancement between 2010–2012 amounted to 5.595 million tons (for more details, see “Russian Drilling Program Poised to Best 2012 Highs”, OGE #2, 2013, p. 23) and the total threeyear production amount of 26.015 million tons (average over three years).

Some scientists classify remaining reserves of brownfields (with a depletion rate of 65-75 percent) as hardto-recover reserves, as further operations at these fields require significant capital and operational expenses. In some cases these expenses are comparable to the cost of developing a new field.

16

Лада Пономарева

Т

ема трудноизвлекаемых запасов – одна из самых актуальных в нефтегазовой отрасли сегодня. Постепенно истощаются крупные месторождения с традиционными запасами, переходя в позднюю стадию разработки, снижаются темпы прироста запасов и растет потребление энергоресурсов. Еще одним вопросом является снижение качества остаточных запасов, что усложняет их дальнейшую переработку. Все это ставит перед нефтяниками задачу добычи углеводородов так называемых «сложных» месторождений, разработка которых требует новых технологий для добычи и переработки полученных углеводородов. Большинство российских компаний пока нерешительно смотрят в этом направлении, предпочитая развивать и внедрять на своих объектах технологии по увеличению коэффициента нефтеотдачи. Среди явных лидеров в этом направлении можно назвать компании «Башнефть» и «Татнефть». Так, в период с 2008 по 2011 годы, благодаря ряду мероприятий по повышению нефтеотдачи, «Башнефти» удалось увеличить объем добычи нефти на 29% (см. подробнее «В чем нуждается российский ТЭК», НГЕ №7-8, 2012, стр. 19-20), а у «Татнефти» средний показатель дополнительной добычи нефти в результате работ по повышению нефтеотдачи за период 2010–2012 составил 5,595 млн т (см. подробнее «Российская программа бурения готова превзойти рекорды 2012 года», НГЕ №2, 2013, стр. 23) при общем объеме добычи 26,015 млн т (среднее значение за три года). Некоторые ученые к категории трудноизвлекаемых относят остаточные запасы на зрелых месторождениях (выработка составляет 65-75%), так как для дальнейшей работы на подобных объектах требуются значительные Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

However, despite the apparent production successes of some Russian companies, the industry is still confronted with the problem of developing a new frontier of difficultto-access sites and complicated fields.

Russian experts believe that the potential volume of hard-to-recover reserves is wideranging. According to official data, this volume varies from 25 to 50 billion tons.

But some experts believe that reserve estimates could reach 120 billion tons.

In an interview with Kommersant's Business Guide, Sergei Donskoi, the RF minister of natural resources and ecology, gave more detailed information on challenging reserves: “According to the State Reserve Register's data, as of the beginning of 2012, the reserves in the Bazhenov formation amounted to 501 million tons (284 million tons of A, B and C1 categories and 217 million tons of C2 category). The major part of the reserves belongs to the nonlicensed stock of prospects – 368 million tons, and 133 million tons are on the books of the producing companies.

These reserves are mainly located in the Khanty-Mansiisk Autonomous District (489 million tons). In 2011, only 512 thousand tons of oil was produced from these deposits, i.e. only production from pilot projects has been realized so far. More than half of the total amount – 361 thousand tons – was produced by Surgutneftegaz at the Ai-Pimskoye field.”

On May 3, 2012, at a meeting on how to stimulate production of hard-to-recover reserves, President Vladimir Putin said by 2020, production from “complex” fields in Russia could produce an additional 40-100 million tons of oil per year, depending on the efficiency of the companies’ operations. At the moment, production of hard-to-recover reserves amounts to approximately 4 percent of the total production volume, or approximately 20 million tons per year (the total average oil production in the last two years amounted to 514 million tons). “We should send out a signal to both our companies and international companies that it is interesting, beneficial and profitable to work at these sites,” stated Putin, calling on leading oil companies to increase their activities in this field.

What «hard-to recover reserves» are made of Yet, there is no clear government definition of “hardto-recover reserves” so far, and no criteria has been developed to determine these reserves. Still, specialists agree that hard-to-recover reserves have the following characteristics in common: ● Low oil recovery factor when conventional technologies are used for field development; ● High financial, material and labor costs; ● Occurrence of reserves in low-permeable reservoirs, under-gas-cap zones and water-oil zones (flooded fields); ● High reservoir temperature (1,000 ºC or higher); ● Reserves that can be located deeper than 4 kilometers; ● Presence of high-viscosity oil in pools; ● Necessity for use of non-traditional technologies, special custom-made equipment, various chemicals and materials.

In Russia, hard-to-recover reserves also include reserves located deep in the Achimov and Tyumen formations of West Siberia, the Bazhenov formation in West Siberia and Yakutia, shale oil reserves in the Stavropol Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ОБЗОР капитальные и эксплуатационные затраты. Иногда эти затраты соизмеримы со стоимостью освоения нового месторождения. Но, несмотря на явные успехи российских нефтяников в более рачительном использовании сырьевой базы, это лишь временная мера, которая не избавляет от необходимости выхода на новые, труднодоступные площадки и начала разработок технологически сложных месторождений. В России, по различным оценкам экспертов, потенциальный объем трудноизвлекаемых запасов вписывают в довольно широкий диапазон. По официальным данным, этот объем составляет от 25 до 50 млрд т, по неофициальным – может достигать 120 млрд т. Сергей Донской, министр природных ресурсов и экологии РФ, в интервью изданию Business Guide дает более подробную информацию по таким залежам: «Запасы по баженовской свите, по данным государственного баланса на начало 2012 года, составляли 501 млн т (284 млн т по категориям A, B и C1 и 217 млн т по категории C2). Большая часть запасов находится в нераспределенном фонде недр – 368 млн т, на балансе добывающих предприятий – 133 млн т. Основная часть этих запасов находится в Ханты-Мансийском АО (489 млн т). Из этих отложений в 2011 году было добыто всего 512 тыс. т, то есть пока ведутся лишь опытные работы. Более половины от этого количества – 361 тыс. т – было добыто „Сургутнефтегазом“ на Ай-Пимском месторождении». Как сказал Владимир Путин 3 мая 2012 года на совещании по вопросу стимулирования освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, в среднесрочной перспективе, начиная с 2020 года, добыча на «сложных» месторождениях в России может дать дополнительный объем в размере 40-100 млн т нефти ежегодно в зависимости от эффективности работы компаний. В настоящий момент добыча трудноизвлекаемых ресурсов составляет около 4% от общего объема – примерно 20 млн т в год (общая средняя добыча нефти за последние два года составила 514 млн т). «Мы должны дать ясный сигнал и нашим компаниям, четкий сигнал мировым компаниям о том, что работать по этим площадкам будет интересно, выгодно и прибыльно», – заявил Путин, призывая ведущие нефтяные компании к активной работе.

Из чего же сделаны «трудноизвлекаемые» Четкой формулировки для понятия «трудноизвлекаемые запасы» пока не выведено, равно как и не разработаны критерии для определения таких запасов. Однако все специалисты сходятся в некоторых параметрах, и, таким образом, для трудноизвлекаемых запасов можно выделить несколько характерных признаков: ● низкий коэффициент нефтеотдачи при разработке месторождения традиционными технологиями; ● высокие финансовые, материальные и трудовые затраты; ● залегание запасов в низкопроницаемых коллекторах, подгазовых зонах, водонефтяных зонах (заводненные месторождения); ● высокая пластовая температура (1 000 ºC и выше); ● запасы могут находиться на глубине свыше 4 км; ● содержание в залежах высоковязкой нефти; ● необходимость использования нетрадиционных технологий, специального внесерийного оборудования, различных реагентов и материалов.

17

#3 March 2013

REVIEW SOURCE: ERI RAS / ИСТОЧНИК: ИНЭИ РАН

В России к трудноизвлекаемым region, and bituminous oil fields mln tonnes / млн т Others / Прочие 10% 4500 запасам также относят запасы, котоin Tataria. рые залегают на больших глубинах Furthermore, most of 4000 в ачимовских и тюменских пластах reserves from “nonconventional” 3500 Западной Сибири, Баженовской свиты sources could be referred to hard- 3000 в Западной Сибири и Якутии, запасы в to-recover reserves. This includes: 2500 North America / Северная Америка 90% глинистых отложениях в Ставрополье Bituminous oil 2000 и месторождения с битуминозной Bituminous oil is found in нефтью в Татарии. sandstone and is a mixture of 1500 К трудноизвлекаемым можно sand, water and petroleum bitu- 1000 Non-conventional oil / Нетрадиционные виды нефти отнести и бóльшую часть запасов из men. It is possible to extract 500 Conventional oil / нетрадиционных источников в силу approximately two barrels of liqТрадиционные виды нефти 0 нехватки необходимых технологий. В uid hydrocarbons from three tons 2010 2035 число таких запасов можно включить: of bituminous sand with a bitumen rate of 14 percent or more. ● Figure 1. Non-conventional oil ratio in cumulative Битуминозная нефть According to the estimate of the oil production worldwide Битуминозная нефть содержитU.S. National Council, commer- ● График 1. Доля нетрадиционной нефти в ся в песчаниках, которые представcial development of “bituminous общем объеме добычи в мире ляют собой смесь песка, глины, воды fields” is economically viable at и нефтебитума. Из трех тонн битуan oil price of $100-120 per ton. Major known bitumen минозного песка, который содержит 14% и более битума, reserves are concentrated in Canada, the United States, and можно извлечь примерно 2 барр. жидких углеводородов.

Venezuela, and these countries are expected to become Промышленная разработка «битуминозных месторождеmain producers of this type of nonconventional oil. ний», согласно оценке Национального совета США, является рентабельной при цене на нефть $100-120 за тонну.

Oil coming from shale Shale oil is of high quality and low sulfur content. Основные разведанные мировые запасы битума сосредотоMajor shale oil reserves are located in the U.S. (about 70 чены на территориях Канады, США и Венесуэлы, которые и percent of the world reserves). Russia holds approximately станут главными производителями данного типа нетради9 percent of global shale oil reserves. Shale oil deposits ционной нефти. were discovered in Italy, Australia, China, Canada, Estonia Нефть из сланцевых пород and Israel. Between 0.5 to 2 barrels of oil can be extracted Такая нефть отличается высоким качеством и низким from 1 ton of oil-saturated shale rock. Experts believe that содержанием серы. Основные запасы сланцев приходятся world reserves of shale oil are comparable to reserves of на США (около 70% мировых запасов), примерно 9% – на conventional oil, which makes this type of “nonconven- Россию. Также сланцевая нефть была обнаружена в Италии, tional reserves” important for the long-term development Австралии, Китае, Канаде, Эстонии и Израиле. Из тонны of the oil and gas sector. In her report "The Outlook for нефтенасыщенной сланцевой породы можно извлечь от Energy Sector of Russia and Worldwide to 2035," Tatyana 0,5 до 2 барр. нефти. Примечательно, что сланцевую нефть Mitrova, head of Russian and worldwide oil and gas com- пытались добывать еще в XIV веке – активному развитию plex department at the Energy Research Institute of the этого направления помешало отсутствие эффективных Russian Academy of Sciences (ERI RAS), outlined three технологий. Специалисты считают, что мировые запасы global energy market scenarios resulting from increased сланцевой нефти вполне соизмеримы с запасами традиshale oil production (see table 2, figures 2-4). ционной нефти, что делает этот вид «нетрадиционных запасов» основой для дальнейшего развития нефтегазовой Gas hydrates (“Gas from Ice”) Under certain conditions, methane molecules can отрасли. Татьяна Митрова, начальник отдела нефтегазоpenetrate into the void of crystal structures, forming gas вого комплекса России и мира Института энергетических hydrates. Total methane hydrate reserves are projected исследований Российской Академии Наук (ИНЭИ РАН), to significantly exceed the reserves of oil, gas and coal. в своем докладе "Прогноз развития энергетики мира и России до 2035 года" предAccording to current estimates, ставила три сценария the gas hydrate volume on the ● Figure 2. Three scenarios of shale oil production development by изменения ситуации на Earth could be from 2,800 to regions 25,000 trillion cubic meters. ● График 2. Три сценария развития добычи сланцевой нефти по мировом энергетическом рынке с учетом развития Known gas hydrate deposits are регионам мира Basic scenario “Shale gale” scenario “Technology breakthrough” scenario добычи сланцевой нефти located in seas and oceans at the Базовый сценарий Сценарий «Сланцевый бум» Сценарий «Технологический прорыв» (см. таблицу 1, графики depth from 300-400 to 1,000- 450 Argentina 2-4).

1,200 meters, but could occur 400 Аргентина at even greater depths, which 350 Газовые гидраты («газ из Israel Израиль makes the exploration and 300 льда») Australia Австралия development of these reserves 250 При определенных China Китай complicated. Gas hydrate develусловиях молекулы метаEstonia 200 Эстония opment has been poorly studна могут внедряться в Brazil Бразилия ied due to the large remaining 150 полости кристаллических Jordan Иордан reserves of conventional natu- 100 структур, образуя газовые Morocco Марокко ral gas. “The question, when will 50 гидраты, общие запасы North America Северная Америка conventional gas be finished and которых в значительной 0 2011 2020 2035 2011 2020 2035 2011 2020 2035 will it be ever finished, is still степени превосходят запаSOURCE: ERI RAS / ИСТОЧНИК: ИНЭИ РАН

18

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

ОБЗОР

● Table 1. Three scenarios development of technologies for shale oil production ● Таблица 1. Три сценария развития технологий добычи сланцевой нефти

Costs / Затраты

Application of the standart fracturing method and shale distillation / Применение классического метода ГРП и перегонки сланцев

$50/barrel, increasingly growing under the effect of economic inflation processes / $50/ баррель, продолжение роста под воздействием инфляционных процессов в экономике

Significant water consumption, up to 7 barrels per 1 barrel of produced oil / Расход воды значителен, до 7 баррелей на добытый баррель нефти

Water required for application of in-situ shale distillation decreases Decrease to $30-40/barrel (till to 2-3 barrels per 1 barrel 2015), then prices will start to of produced oil (with the old grow under the effect of economic Application of in-situ shale technologies remains the same) Shale boom / distillation methods / Применение inflation processes / Снижение / Расход воды при применении Сланцевый бум внутрипластовых методов до $30-40/баррель (до 2015 внутрипластовых методов перегонки сланцев года), затем начинается рост под перегонки сланцев снижается воздействием инфляционных до 2-3 баррелей на добытый процессов в экономике баррель нефти (при старых технологиях остается таким же)

Production is increasing only in the USA. Brazil, China and Estonia keep the same level of production / Добыча растет только в США. Бразилия, Китай и Эстония продолжают добывать на текущем уровне Production in the USA, Jordan, Australia and Morocco begins to expand rapidly. Start of production in Israel. Brazil, China and Estonia keep the same level of production / Добыча в США, Иордане, Австралии и Марокко начинает расти стремительными темпами. В Израиле начинается добыча. Бразилия, Китай и Эстония продолжают добывать на текущем уровне

After 2020, water consumption decreases, water restrictions Decrease to $30-40/barrel (till gradually disappear for westernApplication of in-situ shale Beginning of shale production 2015), then prices will start to oriented economies, and distillation methods without grow under the effect of economic in the countries of West Europe, Technological later – step-by-step worldwide use of water (after 2020) / USA and Israel / Сланцевая inflation processes / Снижение breakthrough / / Расход воды после 2020 Применение внутрипластовых добыча начинает развиваться в до $30-40/баррель (до 2015 Технологический года снижается, постепенно методов перегонки сланцев без странах Западной Европы, США года), затем начинается рост под прорыв исчезают ограничения на воду использования воды (после 2020 воздействием инфляционных и Израиле для западно-ориентированных года) процессов в экономике экономик, а затем поэтапно для всего мира

SOURCE: ERI RAS / ИСТОЧНИК: ИНЭИ РАН

Base-case scenario / Базовый сценарий

Technology / Технология

Environmental restrictions in respect of water use / Effects for various countries / Экологические ограничения Эффекты для стран по воде

сы нефти, газа и угля. По примерным оценкам экспертов, объем газового гидрата на планете может составлять от 2,8 до 25 тыс. трлн м³. Известные залежи газовых гидратов расположены в морях и океанах на глубине от 300-400 до 1 000-1 200 м, однако глубина залегания может быть и больше, что усложняет изучение этих запасов и их разработку. На сегодняшний день тема разработки газогидратных месторождений мало изучена в силу больших и пока что достаточных запасов традиционного газа. «Это открытый вопрос – когда кончится обычный газ и кончится ли он вообще, – говорит ● Figure 4. Oil book value performance Анатолий Нестеров, ● График 4. Динамика изменения балансовых цен на главный научнефть ный сотрудник 140 Института криосферы земли СО РАН, 120 доктор химиче100 ских наук. – Когда 80 я учился в школе, нам рассказывали, 60 что запасов нефти 40 и газа хватит лет на 20 50. Между тем наука не стоит на месте, 0 2000 2010 2020 2030 появляются новые технологии. Если Basic scenario / Базовый сценарий раньше газ добыва“Shale gale” scenario / Сценарий «Сланцевый бум» “Technology breakthrough” scenario ли с глубины сеноСценарий «Технологический прорыв» манских отложений

2035 400 350 300 250 200 150 100 50 0

2011

2020

2035

Basic scenario / Базовый сценарий “Shale gale” scenario / Сценарий «Сланцевый бум» “Technology breakthrough” scenario Сценарий «Технологический прорыв»

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

SOURCE: ERI RAS / ИСТОЧНИК: ИНЭИ РАН

mln tonnes / млн т

450

SOURCE: ERI RAS / ИСТОЧНИК: ИНЭИ РАН

● Figure 3. Shale oil production forecast until 2035 ● График 3. Прогноз добычи сланцевой нефти до

$2012 / barrel $ / барр (в цена 2012 года)

open,” says Anatoly Nesterov, chief research scientist of the Institute of the Earth Cryosphere (Siberian Division of the Russian Academy of Science), Doctor of Chemistry. “When I was at school, we were told that oil and gas reserves would last for approximately 50 years. Meanwhile, science moves forward, and new technologies are being developed.

Previously, gas was produced from the Cenomanian deposits (1,000-1,500 meters); today specialists are talking about development of the Achimov deposits (the depth of occurrence exceeds 3,500 meters). Moreover, the exact volume of

19

REVIEW gas reserves on our planet is unknown; the available data refers only to proved reserves. There are huge gas reserves in the Arctic, according to some estimates. There are also significant coal reserves remaining, the amount of which may be sufficient to last for 1,000 years. So if we run out of gas, there would be coal available.” The search for methane hydrate accumulations was performed on the continental shelf of the Pacific and Atlantic Oceans, the Black, Okhotsk and North Seas, and the Gulf of Mexico.

Russian view on new reserves Russian oil companies are only now confronting the question of hard-to-recover reserves, though the question was originally raised in Russia back in the 1970s (actually, the very term “hard-to-recover reserves” appeared at that time). In the meantime, the "shale boom" in the United States has increased that country's gas production to almost that of Russia, and will enable the U.S. to maintain its position as leading global gas producer for some years. In Russia, there is a lack of technologies required for producing unconventional and hard-to-recover reserves, primarily because the country enjoyed the "cream", or easy wealth generated by conventional reserves. President Vladimir Putin coined this term when he called on oil and gas companies to stop "skimming the top for cream" at a meeting of the Commission on the Fuel and Energy Sector on February 13 , 2013: “All users of subsoil resources, without exception, must fulfill the current operating conditions at the fields, fully recover mineral resources from the allocated license blocks, and never work based on the cream skimming principle. <…> It is necessary to introduce obligatory regulations for the design work and field development.”

The U.S. was able to increase not only gas production, but oil production as well. Over the past four years, U.S. oil production increased almost by 80 percent, amounting to 361 million tons. Sergei Donskoi explains this by the use of technologies which have already been tested for shale gas production (hydraulic fracturing, horizontal drilling, etc.).

Certain changes regarding the development of hardto-recover are now taking place in Russia. Domestic companies and research institutes are developing their own technologies and attracting foreign specialists to their projects. Thus, for example, state company Rosneft proposed a partnership with the American company ExxonMobil for joint development of the Bazhenov and Achimov formations in West Siberia, and also for a number of projects on development of the Arctic fields. Rosneft also started active collaboration with Chinese companies by signing agreements with CNPC, CNOOC and Sinopec on the Russian continental shelf exploration and development.

LNG projects are not ignored as well: the Russian company is planning to start these projects jointly with the South Korean companies KOGAS (Korean Gas Corporation is one of the largest LNG importers in the world and is involved in projects on pipeline transportation of hydrocarbons in the Asia-Pacific Region) and STX (South Korean Corporation is one of the leaders in the shipbuilding industry and is involved in designing equipment for offshore hydrocarbon production).

An ambitious program for the development of hardto-recover reserves has also been prepared by TNK-BP, which considers this program to be their strategic priority. The company plans to invest over $100 million in

20

#3 March 2013

(1 000-1 500 м), то сейчас речь идет о разработке ачимовских отложений (глубина залегания свыше 3 500 м). Кроме того, точные запасы газа на земле неизвестны, есть только разведанные. По некоторым оценкам, огромные запаса газа есть в Арктике. Также есть запасы угля, которых хватит на тысячу лет. Так что, если кончится газ, то есть уголь». Исследования на наличие газогидратных залежей проводились на континентальных шельфах и в акваториях Тихого, Атлантического океанов, Черного, Охотского, Северного морей, Мексиканского залива и др.

Российский взгляд на новые ресурсы Хотя вопрос по более детальному изучению трудноизвлекаемых запасов ставился в России еще в 1970-е годы (собственно, тогда и возникло само понятие – «трудноизвлекаемые запасы»), российские нефтяники только сейчас вплотную подошли к нему. В то же время, начавшийся в США во второй половине 2000-х начался «сланцевый бум» позволил Соединенным Штатам почти сравняться с Россией по объемам добычи газа, а в какие-то годы даже опередить главного производителя природного газа. Основное объяснение заключается в нехватке необходимых технологий, которые, как уже упоминалось выше, не развивались, так как стране хватало «сливок». Выражение принадлежит Владимиру Путину, который 13 февраля 2013 года на заседании Комиссии по развитию ТЭК призвал нефтегазовые компании, не полностью извлекающие запасы месторождений, прекратить практику «снятия сливок»: «Все без исключения недропользователи обязаны соблюдать существующие условия работы на месторождениях, полностью извлекать полезные ископаемые на всем предоставляемом участке, не работать по принципу „снятия сливок“. <…> Следует ввести обязательные регламенты на проектирование и разработку месторождений». США удалось нарастить не только объемы добычи газа, но и нефти: только за последние четыре года объем добычи нефти в Штатах вырос почти на 80% и составил 361 млн т. Сергей Донской объясняет это использованием технологий, которые уже были апробированы при добыче сланцевого газа (гидроразрыв пласта, горизонтальное бурение и др.). Однако в России сейчас намечаются определенные сдвиги в плане добычи трудноизвлекаемых запасов: отечественные компании и научные институты занимаются разработками собственных технологий, привлекают к своим проектам зарубежных специалистов. Так, например, госкомпания «Роснефть» пригласила в партнеры американскую ExxonMobil для совместной разработки Баженовской и Ачимовской свит в Западной Сибири, а также для ряда проектов по освоению арктических месторождений. Также «Роснефть» начала активное сотрудничество с китайскими компаниями, подписав соглашения с CNPC, CNOOC и Sinopec по разведке и разработке российского шельфа. Проекты СПГ тоже не остались без внимания: российская компания намеревается приступить к их реализации с помощью южнокорейских компаний KOGAS (корейская газовая корпорация является одним из крупнейших импортеров СПГ и занимается проектами по трубопроводной транспортировке углеводородов в странах АТР) и STX (южнокорейская корпорация – один из лидеров в области судостроения, занимается конструированием оборудования для добычи углеводородов на шельфе). Обширную программу по разработке трудноизвлекаемых запасов подготовила компания ТНК-BP, которая Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

ОБЗОР

● Table 2. Categories of projects on development of the fields containing hard-to-recover oil reserves ● Таблица 2. Категории проектов по разработке месторождений с запасами трудноизвлекаемой нефти

Projects / Проекты

Reservoir permeability (millidarcy, md) / Проницаемость коллектора (миллидарси, мД)

Mineral extraction tax rate / Ставка НДПИ

Effective period of tax and customs pay scale provisions / Срок действия налоговых и таможенно-тарифных условий

1

From 1.5 to 2 md inclusive 5 years from the start of commercial oil Oil production from low permeable (from 1.5 х 10-3 μm2 to 2 х 30-50% of the effective production, but for the period ending not later reservoirs / Добыча нефти 10-3 μm2 inclusive) / От 1,5 до mineral extraction tax / than 2 May of 2020 / 5 лет с момента начала из коллекторов с низкой 2 мД включительно (от 1,5 х 30-50% от действующего промышленной добычи нефти, но на срок не проницаемостью 10-3 мкм2 до 2 х 10-3 мкм2 НДПИ позднее 2 мая 2020 года включительно)

2

Oil production from extremely low permeable reservoirs / Добыча нефти из коллекторов с крайне низкой проницаемостью

From 1 to 1.5 md inclusive 7 years from the start of commercial oil (from 1 х 10-3 μm2 to 1.5 х 10-30% of the effective production, but for the period ending not later 10-3 μm2 inclusive) / От 1 до mineral extraction tax / than 2 May of 2022 / На 7 лет с момента начала 1,5 мД включительно (от 1 х 10-30% от действующего промышленной добычи нефти, но на срок не 10-3 мкм2 до 1,5 х 10-3 мкм2 НДПИ позднее 2 мая 2022 года включительно)

3

Oil production from extremely To 1 md inclusive (to 1 х 10-3 0-10% of the effective low permeable reservoirs / μm2 inclusive) / До 1 мД mineral extraction tax / Добыча нефти из коллекторов включительно (до 1 х 10-3 мкм2 0-10% от действующего с предельно низкой включительно) НДПИ проницаемостью

4

Production of extremely viscous oil having in-situ viscosity over 10,000 MPa x s / Добыча сверхвязкой нефти с вязкостью нефти в пластовых условиях более 10 000 мПа х с

-

2013 in the pilot implementation of technologies for access to hard-to-recover and unconventional reserves.

TNK-BP selected oilfield service companies Schlumberger (pilot project for drilling of well cluster 118 at the SeveroKhokhryakovskoye field) and Halliburton (pilot project for drilling at the Yem-Yegovsky license block) as partners in their projects. Later on they plan to develop the SeveroVayeganskoye field, production of high-viscosity oil at the Van-Yeganskoye field, and a number of other projects.

The total incremental oil production in 2013–2015 could exceed 30 billion barrels.

Gazprom Neft has gone into the shale oil issue by launching their first project at the Bazhenov formation.

Shell (within the framework of a JV with Salym Petroleum Development) is a partner of the Russian company. “In contrast to shale gas, production of which is largely irrelevant in Russia at the moment, the shale oil is of significant interest for the Gazprom Group, and we plan to work actively on this issue,” noted Alexei Miller, head of Gazprom. Hydrocarbons located in the Bazhenov, Abalak and Frolov formations of West Siberia, occur at a depth of over 2 kilometers and are spread over a territory exceeding 1 million sq. kilometers. These reservoirs are characterized by ultra-low permeability and high oil saturation.

LUKOIL has also turned to innovative technologies and, jointly with Tatneft, has started work on the development of bitumen and heavy oil fields. A subsidiary company of LUKOIL, RITEK, has already started to introduce the process of fire-flooding and other up-to-date methods for oil reservoir development. According to estimates of geologists, explored reserves of bitumen and heavy oil on the territory of Tatarstan reach 7 billion tons. “Our global task in the oil sector is to develop bitumen and heavy oil fields. <…> Here it is very important to integrate the experience of Tatneft and LUKOIL, as only these two companies Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

10 years from the start of commercial oil production, but for the period ending not later than 2 May of 2025 / На 10 лет с момента начала промышленной добычи нефти, но на срок не позднее 2 мая 2025 года

10 years from the start of applying the reduced At the level of the effective rate of export duty, but for the period ending mineral extraction tax / На not later than 1 January of 2023 / На 10 лет уровне действующего с момента начала применения пониженной ставки вывозной таможенной пошлины, но на НДПИ срок не позднее 1 января 2023 года

SOURCE: OGE, GOVERNMENT OF RF DATA / ИСТОЧНИК: НГЕ, ДАННЫЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА РФ

Category / Категория

рассматривает ее как стратегический приоритет. Компания собирается в 2013 году инвестировать в пилотирование технологий доступа к трудноизвлекаемым и нетрадиционным запасам более $100 млн. В качестве партнеров ТНК-BP выбрала нефтесервисные компании Schlumberger (пилотный проект бурения куста 118 на Северо-Хохряковском месторождении) и Halliburton (пилотный проект бурения на Ем-Еговском лицензионном участке). В дальнейшем планируется разработка Северо-Варьеганского месторождения, разработка высоковязкой нефти на Ван-Еганском месторождении, а также ряд других проектов. Общий объем дополнительной добычи нефти в 2013–2015 годах может составить более 30 млрд барр. Сланцевой нефтью занялась «Газпром нефть», запустив свой первый проект на месторождении баженовской свиты. Партнером российской компании выступает Shell (в рамках СП Salym Petroleum Development). «В отличие от сланцевого газа, добыча которого в России совсем не актуальна, направление сланцевой нефти представляет для Группы „Газпром“ заметный интерес, и мы намерены этим вопросом активно заниматься», – отметил глава «Газпрома» Алексей Миллер. Углеводороды, расположенные в баженовской, абалакской и фроловской свитах – породах Западной Сибири, – залегают на глубине более 2 км и распространены на территории более 1 млн км2, их коллекторы отличаются сверхнизкой проницаемостью и высокой нефтенасыщенностью. «ЛУКОЙЛ» также обратился к инновационным технологиям, начав совместную с «Татнефтью» работу по разработке месторождений битума и тяжелых нефтей. Дочерняя компания «ЛУКОЙЛа» – «РИТЭК» – уже начала внедрять в работу процесс внутрипластового горения и другие новейшие методы по разработке нефтяного пласта. На территории Татарстана, по оценкам геологов, разведанные запасы битума и тяжелых нефтей достигают 7 млрд т. «Наша глобальная задача в нефтяной отрасли – это разработка месторождений

21

#3 March 2013

REVIEW have practical experience of bitumen production,” said Tatarstan President Rustam Minnikhanov when meeting LUKOIL’s head Vagit Alekperov last fall.

Government provides benefits

битума и тяжелых нефтей. <…> Здесь очень важно объединить опыт „Татнефти“ и „ЛУКОЙЛа“, только эти две компании пока имеют практический опыт разработки битумов», – заметил глава республики Татарстан Рустам Минниханов на встрече с президентом компании «ЛУКОЙЛ» Вагитом Алекперовым осенью прошлого года.

22

2011

2006

2001

1996

1991

1986

1981

1976

1971

1966

1961

In May 2012, in order to stimulate new investment projects in fields with hard-to-recover oil, the RF Government proposed reducing tax rates for these projects Государство поддержит льготами across special categories. Four categories were specified В мае 2012 года, в целях стимулирования новых инве(see Table 2). стиционных проектов по разработке месторождений с трудIn November 2012, at a conference entitled “Legal ноизвлекаемой нефтью, Правительство РФ установило пониRegulation of the Fuel and Energy Sector of Russia”, Deputy женные ставки налога для таких проектов с дифференциаEnergy Minister Pavel Fyodorov stated that the Ministry of цией ставок по специальным категориям, которые условно Energy believes there are at least 33-35 projects by various являются определением «трудноизвлекаемых запасов». Таких vertically integrated oil companies, which could be carried категорий было выведено четыре (см. таблицу 2). out by changing the mineral extraction tax. According to В ноябре 2012 года на конференции «Правовое регуFyodorov, expected net profit per barrel of oil resulting лирование ТЭК России» заместитель министра энергетики from these measures could vary between $16 and $23. Павел Федоров отметил, что в Минэнерго видят как минимум According to the RF Federal Law of December 3, 2012, 33-35 проектов ВИНК, которые будут реализовываться в сти#239-FZ “On Amendments to the RF Law ‘On Customs мулирующих условиях, предоставляемых по НДПИ. По слоTariff’ ”, privileges could be granted to the projects of verti- вам Федорова, ожидаемая чистая прибыль на баррель нефти cally integrated oil companies, which are realized in the в результате этих мероприятий может составить $16-23. following regions: Согласно Федеральному Закону РФ от 3 декабря 2012 ● Within the boundaries of the Sakha Republic (Yakutia), года № 239-ФЗ «О внесении изменений в закон РФ „О тамоIrkutsk Region, Krasnoyarsk Territory, Nenets женном тарифе“», на льготы могут претендовать проекты Autonomous District, to the north of 65 degree of the ВИНК, реализуемые в следующих регионах: Northern latitude – completely or partially within the ● в границах Республики Саха (Якутия), Иркутской boundaries of Yamal-Nenets Autonomous District; области, Красноярского края, Ненецкого автономного округа, севернее 65 градуса северной широты полно● In the Russian sector of the Caspian Sea bed; стью или частично в границах Ямало-Ненецкого авто● Within the boundaries of the bottom of the RF territoномного округа; rial sea; ● Within the boundaries of the continental shelf of the ● на российском участке дна Каспийского моря; RF. ● в границах дна территориального моря РФ; The Tyumenskaya and Achinskaya pools will enjoy a ● в границах континентального шельфа РФ. zero mineral extraction tax rate. Разработка Тюменской и Ачинской залежей будет “Adoption of the Law created the foundation for the вестись с нулевой ставкой НДПИ. legal and regulatory framework for stimulation of new «С принятием Закона создана основа нормативноinvestment projects in Eastern Siberia and other hard-to- правовой базы для стимулирования новых инвестиционreach regions. Now we determine investment incentives ных проектов в Восточной Сибири и других регионах низfor profitable production of more than 5 billion tons of кой доступности. Теперь мы определяем инвестиционные the proven oil reserves,” RF Minister of Energy Alexander стимулы для рентабельной разработки более 5 млрд т уже Novak commented on the Law enactment. доказанных запасов нефти», – прокомментировал подпиDevelopment of hard-to-recover oil reserves could сание закона министр энергетики РФ Александр Новак. increase the resource potential of Russia by 60 to 85 bilРазвитие направления добычи трудноизвлекаемой lion barrels of oil equivalent. By 2030, the amount of нефти может увеличить ресурсный потенциал России на investment in projects on 60-85 млрд барр. нефтяного ● Figure 5. Russian non-conventional oil reserves ratio changes, % development of the hardэквивалента. До 2030 года объем ● График 5. Изменение доли трудноизвлекаемых запасов to-recover oil fields could инвестиций в проекты по разнефти в РФ, % reach approximately $45 работке месторождений с трудbillion, and tax revenue 70 ноизвлекаемой нефтью может to the state budget could составить около $45 млрд, а объем 60 exceed $60 billion. налоговых поступлений – свыше Industry analysts 50 $60 млрд. don't expect to see signifiКак считают отраслевые анаcant production growth of 40 литики, заметного роста добыhard-to-recover reserves чи трудноизвлекаемых запасов в 30 in Russia – yet. Russian России в ближайшие годы ожиcompanies need time for 20 дать не стоит – на данном этапе assimilation of new techроссийским компаниям нужно nologies and construction 10 время на освоение новых техof further infrastructure. нологий и обустройство необхоHowever, this growth will 0 димой инфраструктуры. Но этот certainly take place. рост, безусловно, будет.

SOURCE: OJSC “ALL-RUSSIA INSTITUTE FOR OIL AND GAS RESEARCH” / ИСТОЧНИК: ОАО «ВНИИНЕФТЬ»

Oil&GasEURASIA

Alongside all the way

What we do Leading provider of marine services in the following areas: • Oil & gas terminals • LNG terminals • SPM terminals • Floating Production (FLNG, FPSO, FSO) • Mining logistics

Our strength

• The world leader • 3000 experts worldwide • Commitment to safety • Deliver what we promise • Tailor-made and cost effective solutions • Ability to work in remote and challenging environments • Maximizing local resources • Working for IOCs, NOCs and other clients • Modern fleet of over 200 vessels • Over 50 contracts in more than 30 countries

Head office Smit Lamnalco Waalhaven O.Z. 85 Port number 2204 3087 BM Rotterdam The Netherlands T +31 10 454 9911 (24/7) info@smitlamnalco.com SMITLAMNALCO.COM

PRODUCTION INCREASE

Gazprom Neft Highlights Key Points for Production New Offshore Projects and the Development of Hard-to-Recover Reserves are High Priorities

«Газпром нефть» расставляет новые акценты в добыче Компания займется шельфовыми проектами и разработкой трудноизвлекаемых запасов Elena Zhuk

T

he decline in output from West Siberian oilfields is forcing oil producers to adopt different extraction methods. In order to prevent decline and even increase production at these fields, Gazprom Neft is acquiring stakes in new projects offshore and plans to begin developing hard-to-recover reserves. However, the company would not be able to draw up long-term plans in these new directions if it weren’t for critical changes in government policy. The Russian government has promised new tax preferences for oil producers engaging in the development of hard-to-recover reserves, and Gazprom Neft in turn has adopted new technologies developed around the world in the past few years.

Full Speed Ahead Gazprom Neft plans to increase yearly production from 60 to 100 million tons of oil equivalent by 2020 and is counting on the development of new projects to achieve this goal, according to comments made by Sergei Vakulenko, Gazprom Neft Chief of Strategy Department, at a March 12 press conference. “We are entering the Arctic offshore and we hope that our Prirazlomnoye Project will deliver first oil already this year. In addition to this, we are developing innovative projects in our conventional production areas onshore, including tertiary method projects involving chemical treatment of oil-bearing formations and oil extraction from the Bazhenov formation,” Vakulenko clarified. The company plans to start drilling at Prirazlomnoye field during the second quarter of 2013, with start of production scheduled for the fourth quarter of 2013. Furthermore, Gazprom Neft plans to buy licenses currently held by Gazprom for this field and others in the Pechora Sea, namely Dolginskoye field that is cur-

24

Елена Жук

П

адение добычи в традиционной российской нефтяной житнице, Западной Сибири, заставляет компании менять подходы к извлечению нефти. Чтобы не только не снижать уровень, но и обеспечить дальнейший прирост добычи «Газпром нефть» сделала ставку на новые проекты – разработку шельфовых месторождений и месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Но вряд ли компания стала бы строить долгосрочные планы по этим направлениям, если бы в отрасли не происходили кардинальные перемены. Заручившись поддержкой правительства, пообещавшего нефтяникам налоговые льготы, «Газпром нефть» своевременно отреагировала на прорыв в развитии технологий добычи, произошедший в мире за несколько последних лет.

Бежать в два раза быстрее Поставившая перед собой задачу увеличить добычу с 60 до 100 млн т нефтяного эквивалента к 2020 году, «Газпром нефть» намерена сделать это во многом за счет реализации новых проектов. Об этом напомнил начальник Департамента стратегии ОАО «Газпром нефть» Сергей Вакуленко на пресс-конференции 12 марта. «Мы выходим на арктический шельф, уже в этом году проект Приразломное с нашим управлением, надеемся, даст первую нефть. Другое направление, которым мы занимаемся, – это инновационые проекты в традиционных регионах добычи, проекты с третичными методами нефтедобычи с химической стимуляцией пласта, проекты добычи нефти из баженовских отложений», – уточнил Вакуленко. Бурение на Приразломном месторождении компания намерена начать во втором, а добычу – в четвертом квартале 2013 года; в дальнейшем она планирует выкупить у «Газпрома» лицензии на это и другое местоOil&GasEURASIA

№3 Март 2013

УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ

rently being explored. Vadim Yakovlev, First General Director Deputy of Gazprom Neft, also announced similar plans at a press conference at the end of February. He stated that Gazprom Neft is interested in becoming an operator at three Gazprom's offshore fields in Chukotsk, Karsk and Okhotsk Seas.

рождение в Печорском море – Долгинское, где сейчас проводятся геологоразведочные работы. Первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев заявил о таких планах компании на прессконференции в конце февраля. Также он сообщил о заинтересованности «Газпром нефти» в том, чтобы стать оператором трех шельфовых участков «Газпрома» в Чукотском, Карском и Охотском морях.

Production of Hard-to-Recover Reserves Becomes Easier

Условия добычи

Until recently, hard-to-recover трудноизвлекаемой нефти reserves in Russia were almost com● Sergei Vakulenko, Gazprom Neft Chief облегчили pletely ignored. Today, however, all of Strategy Department. major oil companies are announcДо недавнего времени месторождения ● Начальник Департамента стратегии ing new initiatives to develop these трудноизвлекаемой нефти в России практиОАО «Газпром нефть» Сергей reserves. Government plans to create чески не разрабатывались, а сегодня о таких Вакуленко. new tax incentives for the developпроектах наперебой заявляют все крупные ment of hard-to-recover reserves are добывающие компании. Росту активности leading to increased interest among companies. The Russian способствовало намерение правительства предоставить government expects that exploration of “difficult” oilfields льготы для разработки запасов трудноизлекаемой нефти. will provide the state budget with an additional $2 billion in Согласно ожиданиям государства, освоение месторождеtax revenue to 2015, and with $62 billion to 2032. Following ний с залежами «трудной» нефти обеспечит бюджету к 2015 a suggestion by the Ministry of Energy, a new system of cat- году около $2 млрд налогов, а к 2032 году – около $62 млрд. egorization according to permeability and viscosity will be По предложению Минэнерго запасы разделили на катеadopted, leading to a lower mineral extraction tax depend- гории на основе показателей проницаемости и вязкости, ing on extraction difficulties and field characteristics. Draft в зависимости от характеристик и проблем извлечения amendments to the Russian tax code propose the following установили и снижение ставки НДПИ. Проект изменений mineral extraction tax rates for challenging fields: 0.2 coeffi- в Налоговый кодекс предусматривает применение коэфcient for net oil production at a thickness of up to 10 meters; фициентов к ставке НДПИ при добыче трудноизвлекаемой and a 0.4 coefficient for net oil production at a thickness of нефти: 0,2 – при добыче нефти с предельной эффективmore than 10 meters. The new tax rates would be applied for ностью пласта не более 10 м и 0,4 – с предельной эффекa production period of 10 years (120 tax periods) beginning тивностью пласта более 10 м. Коэффициенты планируется with the month when the reservoir depletion coefficient вводить в течение 10 лет (120 налоговых периодов), начиfirst exceeds 1 percent. The current tax rate proposal for ная с месяца, в котором степень выработанности запасов Bazhenov and Abalaksk formations is even more favorable: превысила 1%. Для баженовской и абалакской свиты услоzero percent for a period of 15 years. The reservoir depletion вия еще более выгодные: предусмотрена нулевая ставка rate for unprofitable fields must not exceed 1 percent from НДПИ на 15 лет. Уровень выработанности нерентабельных the beginning of 2013 in order to qualify for the tax prefer- месторождений, по которым предусмотрены льготы, на ences. “Currently all conditions are present to develop low- начало 2013 года не должен был превышать 1%. «На данpermeability reservoirs, including for Bazhenov formation, ный момент созданы все условия для работы с низкопроso now it is up to industry and technolницаемыми коллекторами, в ogy to respond,” Yakovlev suggests. том числе и для баженовской свиты, и теперь дело за отраслью, за технологиями», – счиThe Hard-to-Recover тает Яковлев. and the Unconventional Gazprom Neft distinguishes between hard-to-recover reserves and unconventional oil. Low porosity and permeability, high water-cut, and low oil saturation are all characteristics of difficult or hard-to-recover reserves. These occur throughout the company’s conventional production area at Yuzhno-Priobsk and Zimnee fields (Gazpromneft-Hantos), Vyngayakhinsk and Kraynee fields (Gazpromneft-Muravlenko), and Vyngapurovsk field (GazpromneftNoyabrskneftegaz).

According to Gazprom Neft’s 2012 plan for developing difficult Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Трудноизвлекаемые и нетрадиционные

● Vadim Yakovlev, First General Director Deputy

of Gazprom Neft. ● Первый заместитель генерального директора

«Газпром нефти» Вадим Яковлев.

В «Газпром нефти» выделяют трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы. К категории трудноизвлекаемых компания относит запасы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой обводненностью, расположенные в малых нефтенасыщенных толщах. Они залегают в традиционных районах добычи компании, на ЮжноПриобском и Зимнем место-

25

#3 March 2013

PRODUCTION INCREASE reserves, the company intends to produce up to 300 million tons of oil from these reserves by 2020, with a target of 60 million tons over the next three years. The company produced 8 million tons of oil from difficult reserves last year.

In addition, he development of unconventional reserves, particularly of the Bazhenov formation, is a key focus for the company. According to Vadim Yakovlev, Gazprom Neft’s activities reflect the worldwide trend of unconventional reserve development, since “the structure and characteristics of the Bazhenov formation are very similar to those of the Bakken formation, the latter being successfully developed in the U.S.” “And if we have access to this formation, as well as the technology to develop it, why shouldn’t we? More reserves are located in areas with advanced infrastructure and total costs for the development would not exceed, in line with our estimate, those for reserves of the Arctic region. And we will be able to develop these unconventional reserves far sooner than Arctic reserves,” Yakovlev says.

Gazprom Neft is currently undertaking a feasibility study of oil production at two projects at the Bazhenov formation. In October 2012, the company approved a development project for Verkhne-Salymsk oil field, for which Salym Petroleum Development-SPD (Joint Venture of Gazprom Neft and Shell) designed reservoir models and explored extraction techniques with drilling planned for this year. “Verkhne-Salymsk field is one of the sweet spots, a field offering high quality reserves. The sites for drilling have been determined, now we are performing a selection of the technology for well injection and for well hydrofracturing,” Vadim Yakovlev stated.

In mid-January 2013 the company announced the launch of its initial test well at the Bazhenov-Abalaksk formation, Palyanovsk zone, Krasnoleninsk field.

Horizontal Drilling Becomes a Trend Today, Gazprom Neft prioritizes the use of multi-stage hydraulic fracturing technology in drilling horizontal wells.

Gazprom Neft is also studying the use of thermal-gas treatment technology, which several Russian companies, likes RITEK, are currently deploying in several pilot projects. “We are now modeling and analyzing the applicability of the technique to our fields, but so far there are no specific computations for the characteristics of the fields,” Vadim Yakovlev says. In the meantime, according to Yakovlev, there are no other good technologies besides multi-stage hydraulic fracturing currently available to drill horizontal wells for the development of hard-to-recover reserves. That is why Gazprom Neft has intensified its effort to implement this technology in its fields.

“Last year we made a technological breakthrough that enabled us to establish routine operations of horizontal drilling based on multiple stage hydrofracturing. In 2011 we completed drilling of one such well, in 2012 the number increased to 29, and currently we have got 14 wells equipped with rigs ready to run multiple stage hydrofracturing. All operations have turned out to be a success. That was a critical change in the company’s development and it was completed in virtually one and a half years,” Yakovlev said. In the United States they are capable of drilling horizontal wells today with a length of up to 3,000 meters, with about 30 hydrofracturing operations.

As compared to the rather fragile Bakken, where the cracks occur as though it were a glass, the Bazhenov is

26

рождениях («Газпромнефть- Хантосом»), Вынгаяхинском и Крайнем месторождениях («Газпромнефть-Муравленко»), Вынгапуровском месторождении («ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз»). Согласно программе работы с трудноизвлекаемыми запасами, утвержденной «Газпром нефтью» в 2012 году, до 2020 года планируется вовлечь в промышленную разработку 300 млн т таких запасов, их них 60 млн т – в течение ближайших трех лет; уже в прошлом году в разработку было вовлечено более 8 млн т запасов. Разработка нетрадиционных запасов, в частности, залежей баженовской свиты – одно из актуальных направлений работы компании. По словам Яковлева, это отражение мирового тренда, потому что «„бажена“ во многом по структуре и своим качествам похожа на пласт „баккен“, который успешно разрабатывается в США». «И если нам это доступно как с точки зрения наличия запасов, так и с точки зрения технологий, почему нет? Тем более что запасы находятся в районах с высокоразвитой инфраструктурой, и совокупные затраты на разработку, по нашим оценкам, не выше, чем для запасов Арктики. А по срокам их можно вовлечь в разработку гораздо раньше», – говорит Яковлев. «Газпром нефть» сегодня изучает возможности добычи нефти баженовской свиты в двух проектах. В октябре 2012 года был одобрен проект добычи на Верхне-Салымском нефтяном месторождении, для которого в прошлом году специалисты Salym Petroleum Development-SPD (совместного предприятия «Газпром нефти» и Shell) создавали модели коллекторов и исследовали методы добычи, а в этом году запланировали бурение. «Верхнесалымское месторождение – одно из sweet spots, мест, где запасы носят высокое качество. Участки под бурение подобраны, сейчас идет подбор технологии заканчивания скважин и подбор дизайна ГРП», – отметил Яковлев. В середине января 2013 года компания сообщила о начале бурения первой оценочной скважины с целью промышленного исследования и испытания бажено-абалакского горизонта Пальяновской площади Красноленинского месторождения.

Горизонтальное бурение – в тренде Приоритетной технологией разработки трудноизвлекаемых запасов в «Газпром нефти» сегодня является бурение горизонтальных скважин с проведением многостадийных гидроразрывов пластов (ГРП). Компания также присматривается и к технологии термогазового воздействия, которая отрабатывается в рамках опытно-промышленной эксплуатации в некоторых российских компаниях, к примеру, в «РИТЭКе». «Мы сейчас на стадии моделирования и анализа применимости этого метода на наших месторождениях, но пока конкретных расчетов по параметров месторождений нет», – говорит Яковлев. Вместе с тем, по словам Яковлева, достойной альтернативы бурению горизонтальных скважин с многостадийными ГРП в разработке трудоноизвлекаемых запасов на сегодняшний день в мире нет, и поэтому «Газпром нефть» активизировала работы по внедрению этих технологий на промыслах. «В прошлом году мы сделали настоящий технологический рывок, поставили на поток проведение операций по горизонтальному бурению с многостадийными ГРП. В 2011 году пробурили одну такую скважину, в 2012 году – 29, и сейчас под станками находятся 14 скважин, на которых будет проводиться многостадийный ГРП. Все операции Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

УВЕЛИЧЕНИЕ ДОБЫЧИ

Production with ASP injection / Добыча с закачкой АСП Oil recovery factor Коэффициент извлечения нефти

Tons per day Тонн/сутки

Production on Salym group of fields Добыча на Салымской группе месторождений

➂

➅

➃

➆

➁ ➀

➀

➄

➀ ➁ ➂ ➃

Injector Нагнетающая скважина Production well Добывающая скважина Residual oil (after water flooding) Оставшаяся нефть (после заводнения) ASP injection (anionic surfactant breaks up oil drops) Закачка АСП (анионное ПАВ разбивает капли нефти)

➇

➄ ➅ ➆ ➇

ASP injection (alkali helps surfactant) Закачка АСП (сода помогает ПАВ) ASP injection (polymer floods the oil) Закачка АСП (полимер вытесняет нефть) ASP injection (oil banking) Закачка АСП (создание нефтяного вала) Residual oil (after ASP) Оставшаяся нефть (после АСП)

more flexible, and its natural voids in rock (caverns) are not interlinked. Therefore, in technical terms, in order to induce a forced flow of oil it is critical for Gazprom Neft to determine the appropriate design of hydrofracturing, which is selected nearly case-by-case in every sub-formation and field at the stage of pilot development, and only after that will it go into production.

ASP Changes the Rules of the Game Gazprom Neft also uses game-changing enhanced oil recovery techniques, in addition to other technologies, that increase production at the company’s oilfields. Since 2008, Salym Petroleum has researched technologies involving the use of anion surface-active matter, sodium and polymer (ASP) to extract oil remaining in reservoirs after waterflooding. According to the assessment by V.I. Spilman Research and Analytical Center for the Rational Use of the Subsoil, application of the chemical waterflooding based on ASP would increase extra oil production for the companies operating at KhMAD by 2.4 billion tons of oil by 2030.

The Salymsk group of oilfields is similar to the amotlorsk, Fedorovsk, Priobsk Yugra formations, so that if ASP technology is successful at Salymsk, it could be applied to these additional fields as well to increase production.

“Where certain tax related incentives are provided, application of this technology would not just prevent a production drop at the key oil-producing region of Russia, it would also lead to increased volumes of Yugosrk oil and attract investments for the sustainable development of adjacent industries in the area, such as petroleum chemistry, high-tech oil related services,” Yakov Volokitin, Chief of Advanced Technologies Directory of SPD, observed.

Test results at a West-Salymsk formation well in 2009 showed that it is possible to extract up to 90 percent of the oil remaining after waterflooding. An ASP pilot project is being planned at the Salymsk formation between 2013–2015. The project is being developed this year, equipment will be purchased in 2014, and production is set to begin in 2015. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

оказались успешными. Это очень большое изменение в подходах компании к разработке, которое произошло буквально в течение полутора лет», – отмечает Яковлев. В США сегодня спсобны бурить горизонтальные скважины протяженностью до 3 тыс. м, с количеством гидроразрывов пласта около 30. По сравнению с достаточно хрупким «баккеном», в котором трещины формируются, как в стекле, «бажена» более пластична и естественные пустоты в горной породе (каверны) в ней не соединены между собой. Поэтому с технологической точки зрения, чтобы создать искусственную проводимость, для «Газпром нефти» важно определиться с дизайном ГРП, который подбирается почти инливидуально по каждому пропластку и месторождению на этапе опытно-промышленных работ, после чего запускается в серию.

АСП изменит правила игры Помимо технологий, эффект от внедрения которых можно оценить уже сегодня, в «Газпром нефти» работают над развитием методов повышения нефтеотдачи перспективного применения, так называемых game changers. С 2008 года Salym Petroleum Development занимается исследованием технологии закачки в пласт анионного поверхностно-активного вещества, соды и полимера (АСП) для извлечения нефти, оставшейся в пластах после традиционного заводнения. По оценке научно-аналитического центра рационального недропользования им. В.И. Шпильмана, применение химического заводнения на основе АСП позволит нефтедобывающим компаниям ХМАО дополнительно добыть 2,4 млрд т нефти до 2030 года. Сходством по свойствам с нефтяными пластами Салымской группы месторождений обладают пласты Самотлорского, Федоровского и Приобского месторождения Югры, и поэтому, в случае промышленного успеха, технологию можно будет тиражировать и там. «При создании определенных налоговых стимулов применение данной технологии позволит не только предотвратить падение добычи в главном нефтедобывающем округе России, но и нарастить объемы югорской нефти и привлечь инвестиции для динамичного развития смежных отраслей в регионе, таких как нефтехимия и высоко-технологичные нефтесервисные услуги», – отмечает Яков Волокитин, начальник управления новых технологий SPD. Результаты испытаний на скважине ЗападноСалымского месторождения в 2009 году показали возможность выработки 90% оставшейся после заводнения нефти. В 2013–2015 году на Салымской группе месторождений запланирована реализация пилотного проекта АСП. В течение этого года планируется разработать проектную документацию, проработать логистику и провести конктрактование, в 2014 году построить технологическое оборудование, а в 2015 – приступить к добыче.

27

RESERVOIR SIMULATION

Hard-to-Recover Reserves Formation Analysis for West Siberian Fields О причинах формирования трудноизвлекаемых запасов на месторождениях Западной Сибири A.A.Tomilov, I.P. Popov

The block-type basement structure determines development of fractured and porous reservoirs in the productive section and integrity of the hydrodynamic system of multiplay fields. Neglect of the tectonic and hydrodynamic factors results in separate depletion of two reservoir types, the formation of difficult-to-recover reserves and growth of unproductive expenses.

A

t present, the majority of hydrocarbon fields of West Siberia are mature development fields that are characterized by a high water cut resulting in formation of difficult-torecover reserves. It is our opinion that this is caused by insufficient consideration of the model of pool reservoir properties.

According to modern concepts, the time of hydrocarbon pool formation in the Jurassic and Neocomian deposits of the mid-Ob region covers the lateCretaceous and Neogene-Quaternary epochs; it was conditioned by the blocktype structure of the basement. Faults, confining the blocks, are fractured zones along which vertical migration of hydrocarbons takes place [1].

Томилов А.А., Попов И.П.

а

Блоковое строение фундамента обусловливает развитие в продуктивном разрезе трещинных и поровых коллекторов и единство гидродинамической системы многопластовых месторождений. Неучет тектонического и гидродинамического факторов приводит к раздельной выработке двух сред, формированию трудноизвлекаемых запасов, а также к росту непроизводительных затрат.

Н

а современном этапе большинство месторождений Западной Сибири находятся на поздних стадиях разработки и характеризуются высокой обводненностью, в результате чего формируются так называемые трудноизвлекаемые запасы. По нашему мнению, это обусловлено недостаточным учетом фильтрационно-емкостной модеб ли залежей. Согласно современным представ● Fig.1. Indicator diagrams: а) Producing лениям, время формирования залеwells (numbers) of the Yuzhnoye field; б) жей углеводородов (УВ) в юрских и Injection wells 80(1) and 520(2) of the неокомских отложениях Широтного Ust-Balyk field. Приобья охватывает позднемеловую и ● Рис. 1. Индикаторные диаграммы: неоген-четвертичную эпохи и обуслова) по добывающим скважинам лено блоковым строением фундамента. (цифры) Южного месторождения; б) Разломы, ограничивающие блоки, предпо нагнетательным скважинам 80(1) и 520(2) Усть-Балыкского месторождения. ставляют собой трещиноватые зоны,

A.A.Tomilov, post-graduate student.

I.P.Popov, Doctor of Geological and Mineralogical Science, Professor (Tyumen State Oil and Gas University). Томилов А.А., аспирант. Попов И.П., доктор геолого-минералогических наук, профессор (Тюменский государственный нефтегазовый университет).

28

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

ПЛАСТОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Activation of fissure-fault tectonпо которым происходит вертикальная ics and vertical migration of hydroмиграция УВ [1]. carbons with out cropping give rise Активизация трещинно-разломной to gas, bacteria, hydrochemicals and тектоники и вертикальная миграция УВ с other anomalies, which are registered выходом на дневную поверхность обраby aerial and space surveys. This conзуют газовые, бактериальные, гидрохиfirms the integrity of the hydrodyмические и другие аномалии, которые namic system of multi-horizon fields фиксируются аэро- и космической съема [1,2]. Dependence of the reservoir oil кой, и это подтверждает единство гидроsaturation factors and well producдинамической системы многопластовых tivity factors on the distance to the месторождений [1,2]. Зависимость коэфtectonic faults leads to the conclusion фициентов нефтенасыщенности колthat pool formation is determined by лекторов и продуктивности скважин от the secondary reservoir storage, that расстояния до тектонических разломов is by fractures and capillary channels позволяет заключить, что формирование comparable with pores and having залежей определяет вторичная емкость the tectonic origin. Hydrocarbon presколлекторов, то есть трещины и капилб ence in fractures and pores causes the лярные каналы, соизмеримые с порами, development of fractured (F), porous имеющие тектоническое происхождение. fractured (PF), fractured-porous (FP) Наличие УВ в трещинах и порах обусловand porous (P) reservoirs in producливает развитие в продуктивных толщах tive intervals. Using the dependence трещинных (Т), порово-трещинных (ПТ), of field-geological parameters on skinтрещинно-поровых (ТП) и поровых (П) effect, and dependence of skin-effect коллекторов. Используя зависимости геоon pressure drawdown, authors of the лого-промысловых параметров от покаstudy [2] describe the technique for зателя скин-эффекта и скин-эффекта от в differentiation by the field data and депрессии в работе [2], изложена методика development performance. A range of дифференциации типов коллекторов по indicator diagrams (Fig. 1а) confirms промысловым данным и динамике показаpresence of four reservoir types. In телей разработки. Спектр индикаторных injection wells (Fig. 1б), injectivity is диаграмм (рис. 1а) подтверждает наличие increasing with time, which is caused четырех типов коллекторов. По нагнетаby fracture widening. тельным скважинам (рис. 1б) со временем г During overbalanced drilling at увеличивается приемистость, это обуслов5-8 MPa (over 20 percent), drilling лено расширением трещин. mud loss and fracture plugging are Во время бурения скважин с репресobserved. During formation testing, сиями 5-8 МПа (более 20%) наблюдается ● Fig. 2. Substantiation of the model of most of the indicator diagrams (ID) поглощение бурового раствора и кольмаreservoir properties and hydrodynamic had a concave production rate axis тация трещин. При испытании объектов model for the fields of the Mid-Ob region.

(Fig. 2а), which indicated reduction of а – indicator diagrams for wells of production zones большинство индикаторных диаграмм permeability in the near-wellbore res- (beds) of the Fedorovskoye field; б – dynamics of (ИД) имело вогнутый к оси дебитов вид ervoir zone (fractures). At the begin- cumulative oil recovery by years of development of (рис. 2а), что свидетельствовало о снижеthe fields:1-Chumpasskoye (Barremian pool-bed ning of development, the reservoir AV13); 2-Talinskoye (Jurassic pool – bed JК10); нии проницаемости призабойной зоны could be depleted as a porous one (P), 3-Fedorovskoye (Hauterivian pool – bed BS10); пласта, то есть трещин, и коллектор в fractured-porous (FP), or porous-frac- в – substantiation of the universal field model; г – начале эксплуатации мог вырабатыватьsimplified model variant. tured (PF). In the course of pilot proся как поровый, трещинно-поровый, или ● Рис. 2. Обоснование фильтрационноduction, fracture cleanup took place порово-трещинный. В процессе пробной емкостной и гидродинамической модели (either spontaneous or resulting from эксплуатации происходила самопроизместорождений Широтного Приобья. treatment with surfactants or acid а – индикаторные диаграммы по скважинам вольная или после обработки ПАВ, кислотsolutions), production rates increased эксплуатационных объектов (пластов) ными растворами, очистка трещин, дебиand indicator diagrams obtained a Федоровского месторождения; б – динамика ты возрастали, а ИД приобретали обычсуммарных отборов нефти по годам разработки usual convex form, indicating that the месторождений: 1-Чумпасское (залежь барреманую выпуклую форму, указывающую на well is connected to the fracture (F) пласт АВ13; 2-Талинское (залежь юры – пласт связь скважины с трещинной емкостью. storage. As ΣQo=f(Qo), where ΣQo – ЮК10); 3-Федоровское (залежь готерива-пласт Поскольку ΣQн=f(Qн), где ΣQн – накопленcumulative production; Qo – recovery БС10); в – обоснование универсальной модели ная добыча; Qн – темп отбора, то механизм месторождения; г – упрощенный вариант модели. rate, the mechanism of fracture cleanочистки трещин и дренирования залежей ing and pool drainage is definitely четко отражается (рис. 2б) на характериreflected (Fig. 2б) on curve characteristics ΣQo, irrespective стиках кривых ΣQн, причем независимо от стратиграфии, of the stratigraphy, lithology and reserves value [2,3]. литологии и величины запасов [2,3].

According to the study [3] and Fig. 2в, the end of prodСогласно работе [3] и рис. 2в, окончание извлечения uct withdrawal from the fractures (point А) is determined продуктов из трещин (точка А) устанавливается по стабиby the stabilization of the curve ΣQo at the low level. As лизации на низком уровне кривой ΣQн. Так как отрезок, the section characterizing the oil withdrawal from the характеризующий отбор из трещинной ΣQнТ емкости, fractured ΣQo F storage is parallel to the axis of ordinates, параллелен ординате, то коэффициенты нефтенасыщенНефть и ГазЕВРАЗИЯ

29

RESERVOIR SIMULATION

#3 March 2013

oil saturation and oil ности и нефтеизвлечения recovery factors in the трещин близки к единиfractures are close to 1. це. а а As fields are Поскольку местоdeveloped for a long рождения разрабатываtime, the curve of oil ются длительное время, withdrawal from the кривая отбора из пор (П) pores of P reservoir стремится быть паралtends to be parallel to лельной оси абсцисс. the X-axis. Thus, the Таким образом, систеfield development ма разработки местоsystem is characterрождений характеризуized (shaded area) by ется (заштрихованная a range of parameters область) спектром покаvarying in coordinates зателей, изменяющихof F-P. In the simpliся в координатах Т-П. В fied variant, reservoir упрощенном варианте properties’ model of фильтрационно-емкостthe fields shown in ная модель месторождеFig. 2г has a universal б б ний, приведенная на рис. character.

2г, имеет универсальный Existence of two характер. systems F and P, mutu- ● Fig. 3. Dynamics of average (а) and total (б) indicators of development of pools Наличие двух взаимally perpendicular in in beds AS7-8 and AS9-10 of the Yaunlorskoye field. но перпендикулярных по their poroperm prop- ● Рис. 3. Динамика средних (а) и суммарных (б) показателей разработки фильтрационно-емкостerties, and also inter- залежей пластов АС7-8 и АС9-10 Яунлорского месторождения. ным свойствам (ФЕС) mediate systems PF систем Т и П, а также проand FP (Fig. 2в,г), and separate recovery of reserves indi- межуточных между ними систем ПТ и ТП (рис. 2в,г) и cate the prevalence of vertical, most open fractures of F раздельная выработка запасов указывают на распростраand minor significance of horizontal or close to horizontal ненность в основном вертикальных, наиболее раскрытых smaller fractures of PF and FP. This conclusion is supported трещин и подчиненное второстепенное значение горизонby fast breakthrough of the bottom water when the reser- тальных или близких к горизонтальным трещин меньшего voir produces as uniformly fractured, i.e. at increased draw- размера ПТ, ТП. Данный вывод подтверждает быстрый down (>5 MPa) or flooding, when inflow from P, FP and PF прорыв подошвенных вод при работе коллектора как одноreservoirs is excluded, and integrity of the hydrodynamic родно-трещинного, то есть при повышенных депрессиях system of pools is disturbed [3]. (>5 МПа) или применении заводнения, когда исключается Knowing the time of the end of the product recovery подток из коллекторов П, ТП, ПТ и нарушается единство from the fractured storage (point А), let us exclude the гидродинамической системы залежей [3]. effect of the maximum fracturing on the shape of the curve Зная время окончания извлечения продукта из треΣQo (Fig. 2в) with the help of straight line I (origin of coor- щинной емкости (точка А), исключим (рис. 2в) с помощью dinates is point А). As was determined in the study [4] with прямой I (начало координат – точка А) влияние максимальa small allowance (5-7 percent), straight line I is parallel ной трещиноватости на форму кривой ΣQн. Как установлеto the section characterizing reservoir production as ПТ, но в работе [4], с незначительным допущением (5-7%) пряand is a linear function y=ax (where: a=1 – slope of straight мая I параллельна отрезку, характеризующему работу колline I). The character of the revealed relationship indicates лектора как ПТ, и является линейной функцией y=ax (где: that the cumulative production, ΣQo at the uniform with- a=1 – угловой коэффициент прямой I). Характер выявленdrawal from two different media (fractures and pores) at a ной зависимости свидетельствует о том, что накопленная constant (yearly) recovery rate QoPF is proportional to the добыча ΣQн при равномерном отборе из двух сред (трещин time of development τ, i.e. ΣQo is a linear function of τ. The и пор) с постоянным (годовым) темпом отбора QнПТ проcorrectness of this statement is confirmed by the further порциональная времени разработки τ, т.е. ΣQн – линейная continuation of straight line I after point А. As is seen from функция τ. Справедливость данного положения подтвержthe construction, this straight line is a resulting (equal дает дальнейшее, после точки А, продолжение прямой I. Как in effect) R between the cumulative recoveries from the видно из построения, эта прямая является результирующей fractured F and porous P storages. Consequently, the rate (равнодействующей) R между накопленными отборами of recovery QoPF (approximately 2 percent of the booked из трещинной и поровой емкостей. Следовательно, темп reserves) corresponds to the linear relationship; it deter- отбора QнПТ (около 2% балансовых запасов), соответствуmines hydrocarbon recovery from two media and rational ет линейной зависимости, определяет равномерное извлеreserves depletion. The level of production QoPF≈0.5QoF чение УВ из двух сред и рациональную выработку запасов.

[3,4]. Кроме того, уровень добычи QнПТ≈0,5QнТ [3,4].

Let us consider the revealed patterns using the analyИзложенные закономерности рассмотрим на основе sis of the dynamics of development of pools in beds AS7-8 анализа динамики показателей разработки пластов залеand AS9-10 of the Yaunlorskoye field (Fig. 3). жей АС7-8 и АС9-10 Яунлорского месторождения (рис. 3).

In the initial period of development (origin of the В начальный период разработки (начало координат – coordinates – points 1,1’) cleanup of fractures took place, точки 1,1’) происходила очистка трещин и уровень добычи

30

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

ПЛАСТОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

and the production соответствовал пороlevel corresponded to во-трещинному колthe porous-fractured лектору. После полreservoir PF. After comной очистки трещин plete fracture cleanколлектор дренируup, the reservoir was ется как однородноdrained as a uniformly трещинный (интерfractured Т (section 1-2 вал 1-2 и 1’-2’), и этот и 1’-2’). This period of период разработки ● Fig. 4. Relationship between the volumes of injected water and oil production in beds development is charхарактеризуется AS7-8 and AS9-10. acterized by the maxiдостижением мак● Рис. 4. Зависимость добычи нефти от объемов закачиваемой воды по пластам mum production level симального уровня АС7-8 и АС9-10. and high water cut of добычи и высокой the product up 10-15 обводненностью percent a year. Wells are drowned and are withdrawn from продукта до 10-15% в год. Скважины обводняются и вывоproduction. After points 2, 2’, hydrocarbons are produced дятся из эксплуатации. После точек 2, 2’ – добыча осущестfrom PF reservoirs having poorer field-geological parameters. вляется из коллекторов ПТ с худшими геолого-промыслоAs water is still injected into the uniformly fractured reservoir выми параметрами. Поскольку закачка воды по-прежнему F, the 3-4-fold increase of injection volume does not result производится в однородно-трещинный коллектор, то увеin production increase. On the basis that after points 3 the личение объемов закачки в три-четыре раза не приводит к water cut growth slows down, the flooding system makes росту добычи. Исходя из того, что после точек 3 замедляетno effect on the sections with PF reservoirs. As Fig. 3а shows, ся рост обводненности, следовательно, система заводнения QoPF≈0.5QoF. не оказывает воздействия на участки с коллекторами ПТ.

The revealed patterns of manifestation of the reservoir Как видно из рис. 3а, QнПТ≈0,5QнТ. poroperm properties and hydrodynamic pools’ integrity are Выявленные закономерности проявления ФЕС колconfirmed by the analysis of relationships between the inject- лекторов и гидродинамического единства залежей подed water volume and oil production (Fig. 4). тверждает анализ зависимостей добычи нефти от объема According to the diagrams, during the initial period of закачиваемой воды (рис. 4). development, frontal oil drive by water (piston oil displaceСогласно графикам, в начальный период разработки ment by water) takes place, and the maximum level of the происходит поршневое вытеснение нефти водой и достиyearly production is achieved. After that, in spite of increase of гается максимальный уровень годовой добычи. После чего, injection volumes, the withdrawal level decreases two times, несмотря на увеличение объемов закачки, уровень отборов which indicates the complete depletion of the uniformly снижается в два раза, что свидетельствует о полной выраfractured reservoirs F. According to Fig. 4, production level ботке однородно-трещинных коллекторов. Согласно рис. 4, QoPF≈0.5QoF, which is similar to Fig. 3. уровень добычи QнПТ≈0,5QнТ, что аналогично рис. 3.

Conclusions

Выводы

Oil and gas pools are confined to the deep faults, zones of rock deconsolidation, and contain oil in fractures and capillary channels comparable with pores; this predetermines presence of fractured, porous-fractured, fracture-porous and porous reservoirs in productive deposits. This is confirmed by the dynamics of the field-geological parameters and development indicators.

Implementation of the flooding system disturbs the integrity of the hydrodynamic system of the pools, eliminates supply of hydrocarbons from low-permeable pores to the fractures and results in formation of difficult-to-recover reserves.

Neglect of the pool models results in an increase of non-productive costs and low oil and gas recovery factors.

A recovery rate corresponding to 2 percent of the booked reserves ensures simultaneous depletion of the fractured and porous structures, low water cut increase and achievement of higher oil recovery.

Залежи нефти и газа приурочены к глубинным разломам, зонам разуплотнения пород и содержат УВ в трещинах и капиллярных каналах, соизмеримых с порами, что предопределяет наличие в продуктивных отложениях трещинных, порово-трещинных, трещинно-поровых и поровых коллекторов. Это подтверждает динамика геолого-промысловых параметров и показателей разработки. Внедрение системы заводнения нарушает единство гидродинамической системы залежей, исключает подпитку трещин УВ из низкопроницаемых пор и обусловливает формирование трудноизвлекаемых запасов. Неучет модели залежей приводит к росту непроизводительных затрат и низким коэффициентам нефте- и газоотдачи. Темп отборов, соответствующий 2% от балансовых запасов, обеспечивает одновременную выработку трещинных и поровых сред, низкий рост обводненности и достижение более высокой нефтеотдачи пластов.

References

Литература

1. A.Yu. Saprykina. Features of structure and formation of oil pools in relation to the disjunctive-block structure of the Upper-Jurassic and Neocomian natural reservoirs of the Mid-Ob region. Synopsis of the dissertation for the degree of Candidate of geological and mineralogical science. М, 2002, p. 6-8.

2. I.P.Popov, N.P.Zapivalov. Fluidodynamic models of oil and gas pools. Novosibirsk, publishing house of the Siberian Branch of the Russian Academy of Science, 2003, p.

64.

3. I.P.Popov. Universality of the models of hydrocarbon pools and improvement of efficiency of their development. Scientific and technical journal Geology, Geophysics and oil field development. М.,1993, No. 11-12, p. 35-39.

4. I.P.Popov. Substantiation of the planned performance for development of oil and gas fields of West Siberia. Scientific and technical journal Geology, Geophysics and oil field development. M, 1995, No. 5, p. 35-40.

1. Сапрыкина А.Ю. Особенности строения и формирования нефтяных залежей в связи с дизъюнктивно-блоковым строением верхнеюрских и неокомских природных резервуаров Широтного Приобья. Автореферат дисс.на соиск.уч.ст. к.г.-м.н. М, 2002, с.6-8.

2. Попов И.П., Запивалов Н.П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа. Новосибирск, изд-во СО РАН, 2003, с.64.

3. Попов И.П. Об универсальности модели залежей углеводородов и повышении эффективности их разработки. НТЖ Геология, Геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.,1993, №11-12, с.35-39.

4. Попов И.П. Обоснование проектных показателей при разработке нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М, 1995, №5, с. 35-40.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

31

R&D CENTER

TNK-BP R&D Center in Tyumen To Study Core and Reservoir Fluids with New Equipment В ТННЦ ТНК-BP изучат керн и пластовые флюиды на новом оборудовании

● The core bank of TNK-BP Center for core and reservoir fluids studies keeps 97 kilometers of core picked from all company fields. ● В кернохранилище Центра по изучению керна и пластовых флюидов ТНК-ВР находится 97 км керна, собранного со всех месторождений компании.

PHOTO REPORTAGE: PYOTR DEGTYAREV / ФОТОРЕПОРТАЖ: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

● Irina Vakhrusheva, director on laboratory research and reserves audit of TNK-BP Tyumen Petroleum Research Center, talks about challenging reserves, showing Verkhnechonsk high-viscosity oil sample as an examle. ● Директор по лабораторным исследованиям и аудиту запасов ООО ТННЦ Вахрушева Ирина Александровна рассказывает о трудноизвлекаемых запасах, демонстрируя в качестве примера пробу высоковязкой нефти Верхнечонского месторождения.

32

№3 Март 2013

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ЦЕНТР

● CT-scanner Universal Systems HD-360 allows to test core internal structure, that is implemented for fractured reservoirs and unconsolidated core investigations. On the photo to the left – Dmitry Kostin, division head. ● Рентгеновский компьютерный томограф Universal Systems HD-360 позволяет исследовать внутреннюю структуру керна, что применяется для изучения трещинных коллекторов и рыхлого керна. На фото слева начальник отдела – Костин Дмитрий Константинович.

● Evgeny Panev, chief specialist of Mineralogy and Petrography Laboratory at work with electron-scan microscope. ● Главный специалист Панев Евгений из лаборатории минералогии и петрографии за работой с растровым электронным микроскопом. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

● Soxhlet provides core samples cleaning from oil. Cleaning before laboratory research is a must. ● Прибор Сокслета в котором происходит очистка образцов керна от нефти. Данный процесс является обязательным перед лабораторными исследованиями.

33

THERMAL-GAS TREATMENT

RITEK to Extract Bazhenov Oil With Thermal-Gas Treatment Technology «РИТЭК» развивает технологии разработки залежей баженовской свиты Elena Zhuk

Елена Жук

ITEK (Russian Innovative Fuel Energy Company) continues work on its pilot project launched in 2009.

Under the project, thermal-gas treatment technology is being developed to develop deposits of the Bazhenov formation in Sredne-Nazymskoye field. According to RusEnergy website, thermal-gas treatment technology, together with multi-zone hydrofracturing, has room for improvement.

Horizontal drilling with multi-zone hydrofracturing is successfully used in the U.S. to develop shale oil deposits. Given the similarities between the U.S. shale rock and Russian Bazhenov formation, Russian oil majors (such as Rosneft and Gazprom neft) plan to use these technologies – so popular in the U.S. – in domestic oilfields to start commercial development of Bazhenov formation’s deposits.

Thermal-gas treatment technology appeared in Russia in the early 1970s. Today, it is used widely in Canada in natural bitumen fields. RITEK continues testing this advanced technology on Bazhenov formation’s layers in Galyanovskoye and Sredne-Nazymskoye fields. RITEK general director Nikolai Nikolaev told OGE about pilot projects involving implementation of this technology at well #219 of SredneNazymskoye field.

“We have arranged the site, designed the project, passed the required evaluation, and launched the equipment to inject air into the reservoir,” Nikolaev said. As he explained, the application of this technology ensures that oxidation processes in the well – a result of air injection – are accompanied by a rise in temperature (the products of oxidation – carbon dioxide and nitrogen – act as solvents). The oil is efficiently squeezed out of the reservoir voids; and as a result of thermal degradation and combustion, the layer of native oil matrix, which borders with reservoirs, changes and acquires certain filtration characteristics.

“The most important is that we’ve learned to control the physical processes in the layers,” Nikolaev noted. “This is crucial for the method, as the technological chain is highly flammable. Computer

компании «РИТЭК» продолжаются начатые в 2009 году опытно-промышленные работы по развитию технологии термогазового воздействия для разработки залежей баженовской свиты на Средне-Назымском месторождении. По информации портала RusEnergy, термогазовое воздействие имеет все шансы стать более эффективной технологией, наряду с многозонным гидроразрывом пласта. Горизонтальное бурение с многозонным ГРП сегодня успешно применяется для разработки залежей сланцевой нефти в США. Учитывая сходство в строении между сланцевыми залежами нефти и запасами в баженовской свите, крупные российские компании, «Роснефть» и «Газпром нефть», планируют применять эти технологии, уже зарекомендовавшие себя в Северной Америке, и для промышленной разработки залежей на отечественных месторождениях. Технология термогазового воздействия известна в России с начала 1970-х годов, в настоящее время она широко используется на месторождениях с природными битумами в Канаде. «РИТЭК» проводит работы по опробованию данной перспективной технологии на пластах баженовской свиты на участках Галяновского и Средне-Назымского месторождений. Об опытно-промышленных работах по реализации технологии термогазового воздействия ОАО «РИТЭК» на участке скважины №219 Средне-Назымского месторождения журналу «Нефть и газ Евразия» рассказал генеральный директор ОАО «РИТЭК» Николай Николаев. «На сегодняшний день в „РИТЭКе“ разработан проект,

R

В

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

34

● RITEK general director Nikolai

Nikolaev. ● Генеральный директор

ОАО «РИТЭК» Николай Николаев.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

ТЕРМОГАЗОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ Output well Газодобывающая скважина

Oil bank Нефтяной вал

models based on the experimental data show rising production curve, while the resulting modelling parameters provide a large range of analysis.”

To continue the experiment, RITEK intends to launch another thermal-gas treatment unit on SredneNazymskoye field.

“I guess, today we are trying to create something like a zeppelin. Of course, it flies, even though it doesn’t match Boeing airliners. What’s important – it takes off, and now it’s just a matter of skill and the scientists’ work – to turn the zeppelin into a state-of-the-art aircraft. How fast it will be transformed we may know once the pilot trials are over,” Nikolaev concluded.

Speaking of different production enhancement and stimulation methods, Nikolaev stressed that hydraulic fracturing was not a “cure-all solution”. Even though it does give a spike in production, it’s only a short-term process.

In turn, thermal-gas treatment covers larger share of the deposit. RITEK general director has also mentioned that the company is rather poised to select optimum technology complex for the effective Bazhenov oil extraction rather than to reveal the benefits of each technology. Yet RITEK is far from giving up hydrofracturing. On the contrary, the company says hydraulic fracturing is one of the breakthrough technologies.

Hydrofracturing, water-alternated-gas injection, utilization of associated gas via its re-injection into the reservoir, introduction of thyratron motors – these are just some of the technologies used by RITEK in some 100 pilot projects in 2012. The same amount of pilot projects the company has scheduled for the current year in collaboration with twenty Russian and foreign research institutions. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Pay bed Продуктивный пласт

Water Вода

Water Вода

Gas Газ

Gas Газ

Water Вода

Gas Газ

Gas Газ

Water Вода Gas Газ

Water Вода

Gas Газ

Gas Газ

Miscibility zone Зона смешиваемости

Water Вода Gas Газ Water Вода

обустроена площадка, пройдены все требуемые экспертизы и запущена установка по закачке воздуха в пласт», – сообщил Николаев. Суть технологии, по его словам, состоит в следующем: в результате закачInjection ки воздуха в скважину в пласте протекают well окислительные процессы, которые сопровоНагнетательная скважина ждаются резким повышением температуры. Образующиеся при этом продукты окисления, углекислый газ и азот действуют как растворители. В результате, обеспечивается не только эффективное вытеснение нефти из пустотного пространства коллекторов, но и, вследствие термодеструкции и горения, происходит изменение непосредственно соприкасающегося с коллекторами слоя нефтемаWater теринской матрицы, который приобретает Вода определенные фильтрационные свойства. «Самое главное – мы научились контролировать ход физических процессов, протекающих в пласте при термогазовом воздействии. Это крайне важно для технологии, реализация которой сопровождается риском неконтролируемого возгорания, – отметил Николаев. – Математическая модель, построенная по результатам экспериментов, отразила изменение объема добычи нефти в сторону увеличения, а полученные параметры моделирования предоставляют большое поле для аналитической работы». В продолжение промышленного эксперимента в ближайшее время «РИТЭК» планирует запустить еще одну установку термогазового воздействия на Средне-Назымском месторождении. «Наверное, сегодня мы занимаемся созданием чегото наподобие дирижабля. Понятно, что он летает, хотя до „Боинга“ ему еще далеко. Но главное, что он летит, отрывается от земли, а дальше уже вопрос техники, работы ученых – довести дирижабль до современного летательного аппарата. Скорость процесса превращения нам будет понятна после завершения опытно-промышленных экспериментальных работ», – сообщил Николаев. Говоря о различных методах повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи, Николаев отметил, что ГРП не является панацеей и, хотя и обеспечивает резкое увеличение добычи, при этом дает лишь кратковременную стабилизацию последней; в свою очередь, термогазовое воздействие отличается большим коэффициентом охвата матрицы. Генеральный директор «РИТЭКа» также подчеркнул, что перед Обществом не стоит задача определить преимущества той или иной технологии, а подобрать оптимальный комплекс технологий для максимально эффективной разработки залежей нефти баженовской свиты. «РИТЭК» не предлагает отказываться от ГРП а, напротив, относит гидроразрыв к числу прорывных технологиий. Гидроразрыв пласта, водогазовое воздействие, термогазовое воздействие, утилизация попутного газа путем обратной закачки его в пласт, внедрение вентильных двигателей – лишь некоторые из технологий, с применением которых «РИТЭК» провел более 100 опытно-промышленных работ в 2012 году. Такое же количество ОПР Общество запланировало провести и в текущем году, продолжив сотрудничество с российскими и зарубежными организациями.

Water Вода Booster compressor unit Бустерная насоснокомпрессорная установка

Miscibility zone Зона смешиваемости

Pay bed Продуктивный пласт

Booster compressor unit Бустерная насоснокомпрессорная установка Injection well Нагнетательная скважина

Water Вода

35

SHALE GAS

Poland Sets out to Accelerate Shale Gas Exploration and Extraction Польша намерена ускорить разведку и добычу сланцевого газа Katarzyna Branny

Катажина Бранни

ompanies interested in exploration and extraction of shale gas in Poland should know that the Environmental Ministry is working on a proposal for an amendment to the Geological and Mining Act (the Proposal) that aims to facilitate permit procedures as well as create less demanding environmental standards for exploration and extraction of hydrocarbons (oil and gas).

инистерство окружающей среды Польши начало активную работу над поправками к Закону о геологоразведке и добыче полезных ископаемых (Предложение), которые должны облегчить порядок получения разрешений, а также создать менее жесткие экологические стандарты для поисково-разведочных работ и добычи углеводородов (нефти и газа). Это Предложение напрямую повлияет на деятельность компании, которые заинтересованы в проведении разведочных работ на территории Польши, а также в добыче сланцевого газа.

C

Background Information In the past five years, a significant number of companies have expressed interest in exploration and extraction of oil and gas in Poland. By the end of 2012 over 250 permits had been issued for exploration and extraction of both conventional and unconventional deposits. By way of comparison, a mere 14 permits were issued from 2000– 2006. The sudden rise in the number of permits issued is the direct result of increased shale gas exploration in Poland.

As of December 2012 there were 39 exploratory drilling wells in Poland. Hydraulic fracturing, so-called “fracking”, has been performed in 11 of the wells. Despite the environmental concerns related to fracking, the Polish

М

Общая информация

В последние пять лет, значительное число компаний проявили интерес к разведке и добыче нефти и газа в Польше. К концу 2012 года было выдано 250 разрешений на разведку и извлечение как традиционных, так и нетрадиционных запасов. Для сравнения: в период 2000–2006 годов было выдано всего лишь 14 таких разрешений. Резкое увеличение числа выданных разрешений стало прямым результатом подъема разведочных работ по сланцевому газу в Польше. По данным на декабрь 2012 года, в Польше было пробурено 39 разведочных скважин. На 11 из них были проведены опеKatarzyna Branny works at Enhesa, Inc. where she is a reguрации по гидроразрыву пласта. latory consultant for Poland and the European Union. Katarzyna Несмотря на обеспокоенность экоBranny regularly monitors developments in Poland and in the логов, связанную с влиянием гидроEuropean Union and works on audit protocols. She holds a разрывов на окружающую среду, в Master’s degree from the George Washington Law School, as марте 2012 года Польский геологиwell as a Law Degree from the Jagiellonian University in Krakow, ческий институт подготовил доклад Poland. She is also a member of Polish and Washington DC bars. об экологических аспектах гидроКатажина Бранни работает в компании Enhesa, Inc., где разрыва на основе данных, полуявляется консультантом по законодательному регулироваченных на скважине Łebień LE-2H. нию для Польши и Европейского Союза. Катажина Бранни В соответствии с этим докладом, регулярно отслеживает разработки, осуществляемые в никаким элементам окружающей Польше и Европейском Союзе, и работает над аудиторскисреды ничего не угрожает, если ми протоколами. Она имеет диплом магистра, выданный гидроразрыв проводится в соответюридической школой Джорджа Вашингтона, а также юриствии с законом. До февраля 2013 дическую степень, полученную в Ягеллонском университегода, Польша не приняла никаких те в Кракове (Польша). Катажина Бранни также является стандартов относительно безочленом коллегии адвокатов Польши и Вашингтона (округ пасности проведения гидроразКолумбия). рыва пласта.

36

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

Geological Institute issued a report in March 2012 on the environmental aspects of hydraulic fracturing based on the findings in the Łebień LE-2H well. According to the report, all elements of the environment are safe if fracking is performed in conformance with the law. As of February 2013, Poland has not adopted any standard addressing the safety of hydraulic fracturing.

The European Union has not taken a final stand on the environmental impact of fracking. Thus far, the European Commission has published only a few studies analyzing the environmental aspects of fracking. In November 2012 the European Parliament issued two non-binding resolutions stressing the importance of complying with applicable EU laws and calling on the European Commission to develop an EU-wide risk management framework for unconventional fossil fuels exploration and extraction. In December 2012, the European Commission opened public consultations and is seeking comments that will be taken in consideration when developing the framework.

Changes Proposed to Polish Mining Law Permits The outstanding Proposal aims to modernize the existing permitting system in order to accelerate the permitting process. It would replace three permits that are currently required for exploration and extraction into one single permit. This permit would give companies the exclusive right to extraction after finalization of exploration phase.

In conjunction with the old system, permits for shale gas exploration and extraction would still be issued primarily through tenders. However, as a new feature, multiple companies would be able to submit a joint proposal [wspólna oferta]. In the joint proposal the applicants would need to prescribe how they will share profits and losses. If the joint proposal won the tender and an exploration and extraction permit was awarded, the companies would then need to appoint a single operator who would be responsible to carry out all obligations determined by the permit and to represent the companies before authorities.

Additionally, the winner of a tender would have to sign a cooperation agreement [umowa o współpracy]

СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ Европейский Союз также пока не занял окончательную позицию по воздействию гидроразрыва на окружающую среду. Так, до настоящего времени Европейская Комиссия опубликовала всего несколько работ, в которых приводится анализом экологических аспектов гидроразрыва. В ноябре 2012 года Европейский Парламент принял две не имеющих обязательной силы резолюции, в которых подчеркивается важность соблюдения действующих законов ЕС и выражен призыв к Европейской Комиссии разработать механизм управления рисками для работ по разведке и добыче нетрадиционных энергоресурсов, который бы применялся в масштабах всего ЕС. В декабре 2012 года, Европейская Комиссия назначила общественные слушания и ждет комментариев, которые будут приняты во внимание при разработке упомянутого механизма.

Изменения, предлагаемые для внесения в польское горное законодательство Разрешения Ожидающее реализации Предложение направлено на модернизацию существующей разрешительной системы для ускорения процесса выдачи разрешений. Предполагается заменить три разрешения, которые сейчас необходимы для проведения геологоразведочных работ и добычи, на одно единое разрешение. Это разрешение будет предоставлять компаниям исключительное право на добычу по завершении этапа геологоразведки. По аналогии со старой системой, разрешения на разведку и извлечение сланцевого газа будут выдаваться преимущественно посредством проведения тендера. Однако новой особенностью станет возможность подачи совместной заявки от нескольких компаний [wspólna oferta]. В этой совместной заявке претенденты должны будут прописать, как будут распределяться между ними прибыли и убытки. Если совместная заявка побеждает в тендере, и выдается разрешение на проведение разведочных работ и дальнейшую разработку, компании-участники должны будут назначить одного оператора, который будет нести ответственность за выполнение всех обязательств, определенных в разрешении, а также выступать от данной группы компаний перед властями. Кроме того, победитель тендера должен подписать договор о сотрудничестве [umowa o współpracy] с National Operator of Mineral Energy Resources (NOKE S.A., государственная корпорация, которая будет создана для обеспечения сбалансированного управления углеводородными ресурсами). Содержание договора о сотрудничестве в части распределения прибылей, отчетности, условий сотрудничества и других параметров будет определено в последующих законодательных документах, которые будут изданы Министром окружающей среды. При этом Предложение однозначно определяет, что корпорация NOKE S.A. будет принимать на себя не более 5% затрат. Несмотря на это, единственный возможный путь получения официального разрешения заключа-

● Flowback fluids studies on process line for Łebień

LE-2H well. ● Исследование возвратного флюида на

технологической линии на скважине Łebień LE-2H. Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

37

#3 March 2013

SHALE GAS with the National Operator of Mineral Energy Resources (NOKE S.A., a stateowned corporation that would be established to ensure sustainable management of hydrocarbons). Content of the cooperation agreement concerning sharing of profits, reporting, terms of cooperation, etc., would be specified in further legislation issued by the Environment Minister. However, the Proposal explicitly states that the NOKE S.A. will not share more than 5 percent of the costs. Despite this, signing a cooperation agreement with NOKE S.A. would be the only way to obtain an official permit.

Environmental Impact Assessment (EIA) The Proposal introduces significant changes to environmental requirements and, if adopted, it would relax the current standards. These amendments include: ● Exploratory shale gas wells drilled to 5,000 meters underground would not require an EIA. Under the current provisions, wells up to 1,000 meters are exempt from an EIA. ● The Proposal would reduce the area subject to the environmental assessment to 500 meters from the external border of the enterprise. The EIA would start after determining the precise location of drillings. Currently, the assessment is required before the exploration permit is issued and the environmental procedures sometimes concern areas of up to 1,200 sq. kilometers. The Proposal would limit it to 2 sq. kilometers. ● The EIA would not be required when the terms of permits are amended due to deepening of exploratory wells, changes in the schedule of the works or changes in permit holders. ● The environmental permit, which prescribes the environmental requirements for a particular enterprise [decyzja środowiskowa] would not be required before obtaining the exploration and extraction permit, as it is under the current law. Companies would only need to obtain it before commencing the extraction phase [decyzja inwestycyjna] or before obtaining a decision approving the mining site operation plan [decyzja zatwierdzająca plan ruchu zakładu górniczego].

Chemicals Used in Fracking In order to ensure transparency of the shale gas exploration and extraction process, the Proposal would make information about the chemical composition of fracking fluids available to the public. Therefore, the composition of fracking fluids would not be considered a “trade secret”.

As the Proposal moves forward, be sure to pay special attention to the developments in Poland if you have operations there or are considering exploration opportunities. Only time will tell what economic and environmental impacts develop due to the regulatory easing.

The Proposal for an amendment to the Geological and Mining Act was published on 15 February 2013 and is available on the Environment Ministry’s website.

38

● Collecting surface water samples at Łebień

LE-2H well. ● Отбор проб поверхностных вод на скважине

Łebień LE-2H

ется в подписании договора о сотрудничестве с NOKE S.A.

Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) Предложение содержит значительные изменения требований в отношении охраны окружающей среды и, если оно будет принято, существующие стандарты будут смягчены. Поправки включают в себя следующее: ● Для бурения разведочных скважин на сланцевый газ глубиной до 5 000 метров не будет требоваться ОВОС. В соответствии с существующими положениями, ОВОС не требуется при бурении скважины до 1 тыс. м. ● В Предложении сокращается площадь, по которой проводится ОВОС, до 500 м от внешней границы предприятия. Продедура ОВОС начинается после определения точных точек бурения. В настоящее время оценка требуется до выдачи разрешения на разведочные работы, и экологические процедуры распространяются порой на площади до 1 200 км². Предложение сокращает эту площадь до 2 км². ● Проведение ОВОС не будет требоваться в случаях изменения условий разрешений в связи с увеличением глубины разведочного бурения, изменения графика проведения работ или состава владельцев разрешения. ● До получения разрешения на ведение геологоразведочных работ и извлечение ресурсов не будет требоваться получение разрешения со стороны природоохранных органов, в котором устанавливаются экологические требования для конкретного предприятия [decyzja środowiskowa], как это прописано в существующем законодательстве. Компаниям необходимо будет получить такое разрешение только перед началом этапа добычи [decyzja inwestycyjna] или перед получением решения, утверждающего программу разработки [decyzja zatwierdzająca plan ruchu zakładu górniczego].

Используемые в гидроразрыве химреагенты Для обеспечения прозрачности процесса разведки и добычи сланцевого газа, Предложение предусматривает предоставление общественности информации о химическом составе рабочих жидкостей для гидроразрыва. Таким образом, состав жидкостей для гидроразрыва не сможет считаться «коммерческой тайной». По мере реализации Предложения, необходимо будет обращать пристальное внимание на разработки в Польше, если данная компания уже ведет там работы или рассматривает возможность проведения геологоразведочных работ в этом регионе. Только время покажет, каковы могут быть экономические и экологические последствия смягчения требований нормативных актов. Предложение о внесении изменений в Закону о геологоразведке и добыче полезных ископаемых было опубликовано 15 февраля 2013 года, и с ним можно ознакомиться на сайте Министерства окружающей среды.

Oil&GasEURASIA

я м ру о ам и П ос ван и ция же 7 п р ро в о п ед 12 во ни ндоим мен у: б. о е к к он о б р с т р с сь е ф 1 д со те ел 86 он а й т 6 с п щ п о 937 ра 5 49

об +7

КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE ПО РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ И АРКТИКЕ 2013 Москва, 15–17 октября 2013 года • Свыше 1400 участников более чем из 26 стран (AEE 2011) • Крупнейшая в России техническая Конференция и выставка SPE, посвященная разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике • 3-х дневная выставка, на которой лидеры и инновационные компании нефтегазового рынка представят новейшие технологии в области разведки и добычи нефтегазовых месторождений • Уникальная возможность участия для молодых инновационных компаний – «Инкубатор технологий» • Зона науки и знаний

www.arcticoilgas.com Наталья Бабина, менеджер по продажам

т: +7 495 937 6861, доб. 127 e: natalia.babina@reedexpo.ru

Ирина Кузнецова, директор выставки

т: +7 495 937 6861, доб. 152 e: irina.kuznetsova@reedexpo.ru

0

+

СПОНСОРЫ МЕРОПРИЯТИЯ:

Реклама

ESP

Evaluation of ESP Reliability as a Way to Increase Non-Failure Operation (part 2)

Оценка надежности установок электроцентробежного насоса как способ увеличить срок их безотказной работы (часть 2) Vitaliy Chernikov

T

he fault-tree analysis starts with the definition of an adverse event – then the event is traced through the entire system until its root causes are clear. This “topdown” parsing method can be used to zoom in on multiplicity of problems, including operator-generated faults.

The value of this method is that it requires consideration of the entire system. In the design process the individual parts of the unit are often developed by independent teams of designers – this can lead to remnant, undetected failures occurring when the parts are combined.

Overview of Key Reliability Parameters of ESP In terms of optimization, ESP-operated wells are complex processes due to the large number of interlinked parameters difficult to study and control. [4] The need to simultaneously control a fairly large number of parameters complicates comprehensive solution for well stock operation.

For upstream reliability issues, complex relationship of structural reliability of system components and segments to the specifics of oil production is a distinctive feature of decision process. Designers must consider failures of systems, segments and components when constructing reliability prediction models for oil field equipment.

At the same time, separation of products into systems, segments and components depends on their choice and level of detail [6]. For example, for deep pumping production, individual segments, such as “On-Land Equipment”, “Underground Equipment”, and “Production Tubing” must be used. Specified segments, in turn, consist of components.

ESP operation terminates on complete loss of functionality caused by either inability to operate (state of failure), or unviability of operation due to technical, technological, economic, maintenance, scheduled maintenance, research reasons. Upstream equipment may also have a state of partial failure, that is, the state where the system operates at reduced capacity. On the other hand, total failure of a component leads to a partial failure of the system.

The relationship between failures of elements and systems is highly complex because of the variety of objective and subjective factors, their manifestations, consequences, and depends on functional arrangement of every studied system (Fig. 3).

40

Виталий Черников

А

нализ дерева отказов начинается с определения нежелательного события, и это событие прослеживается через всю систему до выяснения его основных причин. Метод анализа «сверху вниз» может применяться для определения многочисленных проблем, включая неисправности, вносимые оператором. Ценность этого метода состоит в том, что он требует рассматривать систему в целом. В процессе проектирования отдельные узлы установки часто разрабатываются независимыми группами конструкторов, поэтому могут оставаться необнаруженные отказы, возникающие при объединении узлов установки.

Обзор основных показателей надежности УЭЦН Эксплуатация скважин УЭЦН относятся к сложным, с точки зрения оптимизации, процессам из-за наличия большого количества взаимосвязанных параметров, изучение и контроль которых сложно осуществить [4]. Необходимость одновременного регулирования довольно большого количества параметров затрудняет комплексное решение проблемы работы фонда скважин. Отличительной особенностью решения вопросов надежности для систем нефтедобычи является сложная связь конструктивной надежности элементов системы и ее подсистем с технологическими особенностями разработки месторождений. При построении моделей расчета надежности для нефтепромыслового оборудования следует учитывать отказы систем, подсистем, элементов. Разделение объектов на системы, подсистемы и элементы зависит от их выбора и степени подробности их рассмотрения [6]. Например, при глубинно-насосной добыче в качестве отдельных подсистем следует брать подсистемы «Наземное оборудование», «Подземное оборудование» и «Колонна НКТ». Указанные подсистемы, в свою очередь, состоят из элементов. Эксплуатация УЭЦН прекращается при полной потере ее работоспособности, обуславливаемой либо невозможностью продолжения работы (аварийное состояние), либо нецелесообразностью по причинам техническим, технологическим, экономическим, либо необходимостью проведения технического обслуживания, плановых ремонтов, исследовательских работ. Нефтепромысловое обоOil&GasEURASIA

№3 Март 2013

Out / Выход (pressure and feed)

УЭЦН рудование может находиться

AC current Monitoring / Мониторинг также в состоянии частичноПеременный (P, T, vibration, etc.) / го отказа, то есть в состоянии, электрический ток (Р, Т, вибрация и т.д.)

когда система функционирует с пониженной производительностью. С другой стороCable loader / Устройство ны, полные отказы элементов ввода кабеля приводят к частичному отказу системы. Таким образом, r 5SBOTGFS PG FMFDUSJDJUZ BOE DPOUSPM TJHOBM взаимосвязь отказов элеменr ɲʗʢʗʖʑʩʑ тов и систем весьма сложна ʯʝʗʜʤʢʠʯʟʗʢʔʚʚ ʚ Cable / кабель из-за многообразия объекʜʠʟʤʢʠʝʮʟʠʔʠ ʣʚʔʟʑʝʑ r (BT MJRVJE TFQBSBUJPO r *TPMBUJPO тивных и субъективных приr 5SBOTGFS PG TIBGU FOFSHZ r 5SBOTGFS PG TIBGU FOFSHZ чин, характера проявления r 1VNQJOH r ɴʗʡʑʢʑʨʚʱ ʔʑʙʑ ʚ r "YMFMPBEJOH TVQQPSU r 5SBOTGPSNBUJPO PG FMFDUSJDBM (pressure and feed) / ʘʚʖʜʠʣʤʚ r ɫʙʠʝʱʨʚʱ FOFSHZ JOUP NFDIBOJD FOFSHZ и последствий и зависит от r ɱʤʜʑʩʜʑ r ɲʗʢʗʖʑʩʑ ʯʟʗʢʔʚʚ r ɲʗʢʗʖʑʩʑ ʯʟʗʢʔʚʚ ʓʑʝʑ r ɲʗʢʗʓʠʖ ʯʝʗʜʤʢʚʩʗʣʜʠʛ r .POJUPSJOH TJHOBMT функциональной схемы каж ʖʑʓʝʗʟʚʗ ʚ ʡʠʖʑʩʑ вала r ɱʡʠʢʑ ʠʣʗʓʠʛ ʟʑʔʢʥʙʜʚ ʯʟʗʢʔʚʚ ʓ ʞʗʧʑʟʚʩʗʣʜʥʰ r ɴʚʔʟʑʝʭ ʞʠʟʚʤʠʢʚʟʔʑ дой рассматриваемой систеInput block/ Downhole sensors / мы (рис. 3).

Protector / Motor / separator Скважинные Pump / Насос Протектор Двигатель Вход. модуль / Наличие в системе датчики Сепаратор дефектных элементов, ошибки обслуживающего персонала, а также осложненные System boundary / Cooling / условия эксплуатации могут Граница системы In / Вход Охлаждение приводить к внезапным отказам системы. В технических ● Fig. 3. The functional block diagram of the submersible ESP segment. системах, как показывает ● Рис. 3. Функциональная блок-схема погружной части системы УЭЦН. статистический анализ отказов, большинство внезапных The presence of defective elements in the system, отказов происходят с постоянной интенсивностью в течеhuman errors and complicated operating conditions can ние всего периода эксплуатации. Однако и в таких систеlead to random failures of the system. Statistical analysis мах есть элементы, обладающие наибольшим диапазоном of failures indicates that majority of random failures in стойкости по отношению к условиям окружающей среды, а engineering systems occur with uniform intensity over также элементы и механизмы, износостойкость которых со the entire period of operation. However, in such systems временем ухудшается, и которые эксплуатируются вплоть there are components with largest tolerance range to the до отказа. В настоящее время существует мнение, что внеenvironment, as well as the components and units with запные отказы не поддаются прогнозированию. На самом gradually falling durability, which operate until failure. же деле, резкие скачкообразные изменения параметров Currently, it is believed that random failures cannot be pre- всегда сопровождаются предшествующим им постепенdicted. In fact, sudden jumps of the parameters are always ным изменением свойств объектов системы. preceded by gradual change in the properties of system’s Система сбора статистических промысловых данных components. по надежности УЭЦН должна обеспечивать получение Data collection system for statistical industrial data сопоставимых и объективных данных надежности скваon ESP reliability should provide comparable and objective жин, оборудованных одинаковыми насосами, определение data on reliability of wells equipped with the same pump причин возникновения отказов и неисправностей, выявmodels, facilitating discovery of causes of failures and ление влияния условий и режимов эксплуатации на их malfunctions, as well as evaluation of the effect modes and надежность. Оборудование нефтяных промыслов не проconditions of operation have on reliability. Oilfield equip- ходит стадию испытаний на надежность, поэтому необхоment is not subject to reliability tests, so the information димую информацию об отказах и неисправностях нефтеon its faults and malfunctions can be received only during промыслового оборудования получают только в процессе field operation. [3] его эксплуатации непосредственно на промыслах [3].

Reliability, as a qualitative parameter, is always taken Надежность, как качественная характеристика, всегда into account in addressing various equipment operation принимается во внимание при решении различных вопроissues, but measurement of reliability causes certain dif- сов эксплуатации технических устройств, однако количеficulties. A distinctive feature of reliability quantification ственное определение надежности вызывает определенные is its statistically distributed nature. Uniform equipment затруднения. Особенностью количественных характериcoming into operation, even if it is made at the same plant, стик надежности является их вероятностно-статистическая exhibit different operational ability; as a consequence, dur- природа. Поступающие в эксплуатацию однотипные техing the operation of complex engineering systems failures нические устройства, даже изготовленные на одном заводе, occur at the most unexpected moments. The question aris- проявляют различную способность сохранять свою рабоes: is there any failure patterns? Practice shows that failure тоспособность. Как следствие, в процессе эксплуатации patterns do exist, but in order to discover them a scientist отказы сложных технических систем происходят в самые will have to monitor large set of equipment, applying the неожиданные моменты. Возникает вопрос: существуют ли methods of mathematical statistics and probability theory вообще какие-либо закономерности в появлении отказов? for analysis of monitored data. Практика показывает, что закономерности в появлении Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

41

#3 March 2013

ESP For complex technical systems, probability of survival is taken as a quantitative reliability measure describing time-pattern of failures (Fig. 4).

, where θ ˃ 0 – scale parameter or characteristic life,

отказов существуют, и для их установления следует вести наблюдения за многими техническими устройствами, а для обработки результатов наблюдений применять методы математической статистики и теории вероятностей. В качестве количественной меры надежности сложных технических систем, характеризующей закономерности появления отказов во времени, принимается вероятность безотказной работы (рис. 4).

;

m ˃ 0 – form factor or slope ratio of the distribution; t ˃ 0 – analyzed equipment exploitation time. , где θ ˃ 0 – параметр масштаба или ресурсная характеристика,

The probability is not the only reliability parameter for ESP – others include MTBF, failure rate and the density of unreliability. That is, in quantitative terms, reliability of a complex system equals the probability that its non-failure operation time will be greater than the specified period.

Studying physical nature of failures one can understand the patterns of their occurrence. Each component of a complex system has purpose for which it had been manufactured with certain properties, existing only in interaction with the environment. The environment is a combination of stress loads perceived by the system due via its intrinsic properties. If the system loses at least one property, it will be unable to perceive stress load of the environment. Study of the failure distribution for electrical submersible centrifugal pumps in relation to reservoir and well properties shows that to increase functional reliability of the ESP, producers must select peak-efficiency operation modes, basing their ESP selection on the properties of the well, produced fluid and the reservoir.

Considered from the theory of probability viewpoint, reliability parameters are mainly values determined by various methods using the known law of time-to-failure distribution. Therefore, the task of reliability-related mathematical processing of statistical data on equipment failures is to assess the distribution law and its parameters.

Statistical series serve as a base for diagrams of diagram statistical functions for reliability and probability distribution (Fig. 5). However, differing geological conditions, modes of pump operation, physical-chemical properties of the production and well geometry result in plotting the functions of ESP failure distribution with different distribution parameters. Knowledge of the values of the distribution parameters for different geological conditions will ensure effective calculation of probability of survival ReliaSoft Weibull++ 7 - www.ReliaSoft.com

m ˃ 0 – параметр формы или угловой коэффициент распределения; t ˃ 0 – анализируемое время наработки оборудования.

Reliability vs Time Plot

1,000

Вероятность не является единственной характеристикой надежности УЭЦН, к ним относятся также среднее время безотказной работы, интенсивность отказов и плотность вероятности отказов. Таким образом, количественно надежность сложной системы равна вероятности того, что время ее безотказной работы будет больше заданного промежутка времени. Изучая физическую природу возникновения отказов, можно понять закономерности их появления. Каждый элемент сложной системы имеет целевое назначение, для выполнения которого ему при изготовлении придаются определенные свойства, проявляющиеся лишь при взаимодействии с внешней средой. Внешняя среда представляет собой совокупность нагрузок, воспринимаемых системой благодаря наличию у нее определенных свойств. Если система теряет хотя бы одно свойство, то она не сможет воспринимать какую-либо нагрузку внешней среды. Исследование плотности распределения отказов электроцентробежных насосных установок в зависимости от характеристики пластов и скважины показывает, что для повышения эксплуатационной надежности необходимо выбирать режимы работы УЭЦН с максимальным КПД, а типоразмеры ЭЦН должны выбираться с учетом характеристик скважины, добываемой жидкости и пласта. Показатели надежности, рассмотренные с точки зрения теории вероятностей, представляют собой в основном величины, определяемые различными методами при известном законе распределения времени безотказной работы. Поэтому задачей математической обработки статистических данных об отказах оборудования для оценки показателей надежности является определение закона распределения и его параметров. По данным статистического ряда строятся графики статистических функций показателя надежности и вероятности распределения (рис. 5). Однако неодинаковые геологические условия, режимы эксплуатации насосов, физико-химические свойства продукции и характеристики конструкции скважин приводят к построению законов распределения отказов УЭЦН с различными параметрами распределения. Знание значений параметров распределе-

Reliability CB@90% 2-Sided [T] FS Oil Company Weibull-2P MLE SRM MED FM F=26/S=14 Data Points Reliability Line Top CB-I Bottom CB-I

0,800

0,600

Reliability, R(t)=1-F(t)

;

0,400

0,200

● Fig. 4. A quantitative reliability measure of ESCP as a com-

plex engineering system.

0,000 0,000

600,000

1200,000

1800,000

Time, (t)

42

2400,000

3000,000

● Рис. 4. Количественная мера надежности УЭЦН, как

сложной технической системы.

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

УЭЦН

● Fig. 5. Weibull probability distribution (on graph paper in loga-

0,6

0,5

0,8

Probability - Weibull 0,7

1,0 0,9

2,0 1,6 1,4 1,2

99,000

6,0 4,0 3,0

ReliaSoft Weibull++ 7 - www.ReliaSoft.com

Probability-Weibull CB@90% 2-Sided [T]

90,000

Data 1 Weibull-2P MLE SRM MED FM F=113/S=56 Data Points Probability Line Top CB-I Bottom CB-I

50,000

rithmic coordinates). ● Рис. 5. Вероятность распределения Вейбулла (на

графической бумаге в логарифмических координатах).

Target Rel

Bibliography

Список литературы

Barlow R.E., Proschan F., Statistical Theory of Reliability and Life Testing: Probability Models. Michigan: Holt, Rinehart and Winston, 1975. 290 p.

Borovkov А.А., Mathematical Statistics. Parameter Evaluation. Testing the Hypotheses. М.: Nauka, 1984. 472 p.

Ventsel E.S., Probability Theory. Ed. 4, standard. М.: Nauka, 1969. 576 p.

Zalikhanov A.V., Khisamutdinov N.I., Ibragimov G.Z., Underground Repair of Pumping Wells. М.: Nedra, 1978. 200 p.

Kapur K., Lamberson L. Edited by Ushakov I.A., Systems Reliability and Engineering. М.: Mir Publishers, 1980. 610 p.

Kuchumov R.Y., Sagitova R.G., Razhetdinov U.Z. Methods to Improve the Reliability of Oilfield Equipment. Ufa: Bashknigoizdat, 1983. 112 p.

Barlow R.E., Proschan F. Statistical Theory of Reliability and Life Testing: Probability Models.

Michigan: Holt, Rinehart and Winston, 1975. 290 p. Боровков А.А. Математическая статистика. Оценка параметров. Проверка гипотез. М.: Наука, 1984. 472 c. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. Изд. 4-е, стереотипное. М.: Наука, 1969. 576 c. Залиханов А.В., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Подземный ремонт насосных скважин. М.: Недра, 1978. 200 c. Капур К., Ламберсон Л. Под редакцией Ушакова И.А. Надежность и проектирование систем. М.: Издательство «Мир», 1980. 610 c. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Ражетдинов У.З. Методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования. Уфа: Башкнигоиздат, 1983. 112 c.

Unreliability, F(t)

for the equipment and, therefore, estimation of a possible nonfailure operating time in specific well conditions.

Key reliability parameters of ESP have been addressed.

In this work, probability of survival P(t) is expressed as function of time t. In a preliminary analysis, at the design stage, it is very difficult to determine how the function P(t) will change over time. In other words, without extensive testing experience it is difficult to choose correct TTF distribution or the model for failure rate.

It is appropriate to consider static, or constant, level of reliability. In this case, it is understood that there is a certain base amount of time. For example, a guaranteed service life of ESP or any other suitable time. After selecting such a time interval, the team estimates system reliability indicator based on experience. These reliability indicators are used to determine compliance of the product to engineering specifications in terms of reliability.

From a practical point of view, one of the difficult problems is the choice of TTF distribution. Without a large set of test results, it is difficult to determine which particular distribution fits best. These models usually provide a good match to experimental data in middle segment of random variables, but they fail in the segment of large deviations.

In reliability theory, the focus is usually on providing high reliability, that is, these segments of distribution are the most important. Although there is large volume of statistical fitting criteria, in practice there is a limited amount of test results and the choice of distribution is best done based on experience of ESP operation in similar environments.

In the case of the Weibull distribution, fast and intuitive graphical estimation procedure may be used, which is a great advantage of this method. However, for small samples, graphical methods may produce a bias error, especially when evaluating small percentile of distribution. In this case, the best results are obtained by using the methods of statistical estimation of Weibull distribution parameters.

ния для различных геологических условий может позволить эффективно рассчитывать вероятность безотказной работы оборудования и, соответственно, говорить о возможной наработке на отказ в конкретных скважинных условиях. Были рассмотрены основные показатели надежности УЭЦН. В данной работе вероятность безотказной работы P(t) выражается как функция времени t. При предварительном анализе на этапе проектирования очень трудно определить, как будет изменяться функция P(t) во времени. Иначе говоря, без большого опыта, накопленного в ходе испытаний, трудно правильно выбрать распределение наработки до отказа или модель интенсивности отказов. Целесообразно рассматривать статический, или постоянный, уровень надежности. В этом случае подразумевается, что задан некоторый базовый промежуток времени. Таким промежутком времени может быть гарантийный срок службы УЭЦН или какой-либо другой подходящий период. Если такой промежуток времени выбран, то значение надежности системы оцениваются на основании опыта. Эти показатели надежности используются для определения соответствия изделия техническим требованиям с точки зрения надежности. Трудной с практической точки зрения проблемой является выбор распределения наработки до отказа. Без большого объема результатов испытаний трудно определить, какое именно распределение подойдет лучше всего. Эти модели обычно обеспечивают хорошее соответствие экспериментальным данным в средней части области случайных величин, однако они отличаются друг от друга в области больших отклонений. В теории надежности основное внимание, как правило, сосредоточено на обеспечении высокой надежности, то есть наибольшее значение имеют именно эти участки распределения. Хотя существует много статистических критериев согласия, на практике обычно имеется ограниченный объем результатов испытаний, и выбор распределения лучше всего производить на основании опыта, приобретенного для УЭЦН в аналогичных условиях эксплуатации. В случае распределения Вейбулла может применяться быстрая и очень наглядная процедура графического оценивания, что является большим преимуществом данного метода. Однако при малых выборках графические методы могут давать систематическую ошибку, особенно при оценивании малых процентилей распределения. В этом случае лучшие результаты дает применение методов статистического оценивания параметров распределения Вейбулла.

10,000

5,000

1,000

0,500

0,100 0,100

1,000

10,000

100,000

365,000

1000,000

Time, (t)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

43

ARTS

Paint It Oil Пейзаж, нарисованный нефтью Vladimir Shlychkov

Владимир Шлычков

iudmila Zhizhenko, a professional designer from Belarus, began experimenting with oil painting nearly three years ago. Her artistic quest resulted in the rise of a unique method of painting. Instead of water-borne paint, the artist employs oil and special paper. The resulting paintings resemble antiques, yellowed with age due to fawn and brown warm gamut.

Five to 10 grams of oil are needed to paint, depending on the subject the artist chooses.

Such a “paint” is taken from “Gomeltransneft Druzhba” crude oil line, pumping oilstock from Russia, Belarus and Kazakhstan.

Liudmila Zhizhenko works on landscapes and still life genres. Her paintings were hanged in Italy, Germany, Russia and Belarus, also there are some in private hands in countries near and far abroad. She is the only hand artist of such kind within the former Soviet Union. To tell the truth, one more painter uses earth oil in the work. It is Sabir Chopiroglu. But according to experts' opinions they have essentially different painting technique.

кспериментировать с нефтью профессиональный дизайнер из Беларуси Людмила Жиженко начала около трех лет назад. Результатом творческих поисков стала разработка уникальной техники живописи: вместо простых акварельных красок художница использует нефть, нанесенную на специальную бумагу. Своей бежевокоричневой палитрой и теплотой красок картины напоминают старинные, пожелтевшие от времени фотографии. Для создания картины, в зависимости от сюжета, требуется всего 5-10 г нефти. «Материал» – из трубопровода «Гомельтранснефть Дружба», по которому прокачивается сырье из России, Беларуси и Казахстана. Людмила Жиженко работает в жанрах пейзажа и натюрморта. Ее картины выставлялись в Италии, Германии, России, Беларуси. Они есть также в частных коллекциях стран ближнего и дальнего зарубежья. Гомельчанка – единственная в своем роде «нефтяная» художница на постсоветском пространстве. Правда, нефть использует в своих работах и азербайджанец Сабир Чопироглу. Но, по мнению специалистов, у этих авторов принципиально разная техника живописи.

L

46

Э

Oil&GasEURASIA

№3 Март 2013

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ИСКУССТВО

47

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

New Chemicals for Well Completion after Drilling, Well Killing with Polymer Solutions and Hydraulic Fracturing Новые реагенты для освоения скважин после операций бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта A.P. Merkulov/Zirax/, A.I. Mikov, A.I. Shipilov, V.A.Zhuravlev /POLYEX/ R.E. Zontov/Gazprom Dobycha Astrakhan/

Меркулов А.П. /ООО «Зиракс»/, Миков А.И., Шипилов А.И., Журавлев В.А. /ЗАО «ПОЛИЭКС»/ Зонтов Р.Е. /ООО «Газпром Добыча Астрахань»/

or more than 10 years already, the company Zirax have been operating at the market of specialty chemicals intended for oil and gas production. The main areas of their activity include development and production of high-clean liquids for well killing with minimized formation damage on the basis of sodium, magnesium, calcium salts and acidic-type compounds on the basis of synthetic hydrochloric acid intended for oil recovery enhancement, well completion after drilling, well killing and hydraulic fracturing. The company priority is to follow from market demand to customers’ needs. olymer compositions are widely used in oil and gas well construction and workover operations. Main operations involving polymers include the following: ● Drilling; ● Well killing; ● Remedial cementing; ● Hydraulic fracturing; ● Large-volume bottomhole treatment.

In well workover operations, polymer compositions are used for flow diversion or to prevent invasion of process fluids into the reservoir. For these purposes, both synthetic materials (polyacrylamides and their copolymers) and natural polymers (carboxymethyl cellulose, guar gums, starch and xanthan gum) are used. Along with the obvious advantages of these materials, there are a number of problems related to their negative effect on the near-wellbore zone and degradation of the reservoir filtration properties. The main reason of this is that any polymer contains a solid phase, which is a potential plugging agent. In addition, having penetrated into the near-wellbore zone, the high-viscous gels form a stable barrier preventing flow not only of water, but of the hydrocarbon phase as well.

In drilling operations, polymers are used to control the drilling mud properties. Along with them, various weighting agents on the basis of clay or barite can be used as well. This polymer-clay mud can also cause plugging of the near-wellbore zone, forming a mud cake on the reservoir rock surface. Acid baths applied in a number of cases cannot solve this problem, as hydrochloric acid poorly reacts both with polymers and clay.

Jointly with specialists of POLYEX, we performed a number of studies, and commercial production of acid compositions was started, which makes it possible to solve this problem. At the first stage, the studies were realized with the aim of selection of an optimal composition for effective destruction of the mud cake.

It is known that in the process of drilling mud filtration into the nearwellbore formation zone, virtually complete separation of its phases takes place: mud filtrate (with dissolved components) invades into the formation, resulting in the hydration of clay platelets, and the filtered dispersed solid phase with an excessive content of clay particles, polymer-containing chemicals and residual water cut about 30 percent, forms a mud cake and plugs the near-wellbore zone. In connection with this, to assess the efficiency of the developed composition, a special technique was used, which

омпания «Зиракс» уже более 10 работает на рынке специализированной химии, предназначенной для нефтегазодобычи. Основными направлениями деятельности являются разработка и производство высокочистых щадящих жидкостей глушения скважин на основе солей натрия, магния, кальция и кислотных составов на основе синтетической соляной кислоты для повышения нефтеотдачи, освоения скважин после операций бурения, глушения и гидроразрыва пласта. Основным приоритетом компании является движение от потребностей рынка и заказчиков. Так, при строительстве нефтяных и газовых скважин и проведении их капитальных ремонтов широко применяются полимерные составы. Основными операциями с применением полимеров являются: ● бурение; ● глушение; ● водоизоляционные работы; ● гидравлический разрыв пласта; ● большеобъемные обработки призабойной зоны. При капиатальном ремонте скважин полимерные составы используются для потокоотклонения или предотвращения попадания технологи-

F

P

48

К

Laboratory stand Лабораторный штатив Hanger with a sample Система подвески

Glass jar containing solution 300 ml Стакан стеклянный

Scale Весы

● Fig. 1. Layout of the laboratory equipment for assessment of the

dynamics of destruction of an artificial sample of the plugging solid phase. ● Рис. 1. Схема лабораторного оборудования для оценки динамики разрушения искусственного образца кольматирующей твердой фазы.

Oil&GasEURASIA

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ

Residual relative sample weight, % Остаточный относительный вес образца, %

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

HCl 24% 2% solution in HCl 2%-ный р-р в HCl 4% solution in HCl 4%-ный р-р в HCl

Time, min Время, мин

1% solution in HCl 1%-ный р-р в HCl 3% solution in HCl 3%-ный р-р в HCl

● Fig. 2. Weight loss dynamics for a sample of plugging solid phase and the character of its destruction under the action of solutions in HCl. ● Рис. 2. Динамика убыли веса образца кольматирующей твердой фазы и характер его разрушения под воздействием растворов в HCl.

takes into account this mechanism of drilling mud effect on the near-wellbore zone.

The researchers prepared a clay mud, simulating the most difficult-todestroy system. Its composition is given in Table 1.

A weighed amount of clay – 50 g – was added to the sample of the prepared mud of 50 g, thoroughly mixed to a doughy texture (with the residual water cut 30-33 percent); then the prepared “dough” was put into the desiccator and left to swell for three to four hours. Identical spherical samples 4.0 g each were formed of the “dough” immediately prior to the tests.

The layout of the equipment for study of the dynamics of the artificial sample destruction is given in Fig. 1.

Destruction dynamics measurement was done by a gravimetric method.

Chemical solution exposure time was one hour. The researchers selected a formulation which would make it possible to combine an acidic composition and a chemical designed for the mud cake removal. The results of laboratory studies are shown in Fig. 2.

The character of the sample destruction is shown in Fig. 3.

Virtually the same character of clay sample destruction was observed in all the studied compositions: ● At the initial moment – intensive destruction (violent reaction over the whole sample surface accompanied by foam formation); ● During the next 5-10 minutes – quick relative weight loss down to the residual value of 50-80 percent; the sample surface is being destroyed non-uniformly, the finest broken-off particles are rising with the foam (Coanda effect) and larger ones are settling down through the grid to the glass jar bottom; ● During 50-55 minutes – further gradual decline of the relative weight loss rate, and the residual sample weight; its dimensions and shape are different for every de-plugging composition, as shown in Fig.3; ● In 4 percent HCl solution, the mud sample was destroyed completely during the test.

The composition was called FLAXOCOR 110, and at present time its commercial production was commenced at the production facilities of ● Table 1 Composition of polymer-clay drilling mud ● Табл. 1. Состав полимер-глинистого бурового раствора Component / Наименование

g/г

%

Bentonite clay of PB brand / Глина бентонитовая марки ПБ

25,0

16,6-16,4

Starch / Крахмал

0,5-1,5

0,3-1,0

CMC / КМЦ

0,25-0,5

0,2-0,4

Barite / Барит

25,0

16,6-16,4

Water / Вода

100,0

66,3-65,8

TOTAL / ИТОГО:

150,75-152,00

100,0

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ческих жидкостей в коллектор. При этом в качестве полимерных материалов используются как синтетические материалы – полиакриламиды и их сополимеры, так и полимеры природного происхождения: карбоксиметилцеллюлоза, гуаровые смолы, крахмал, ксантановая камедь. Наряду с очевидными преимуществами данных материалов существует ряд проблем, связанных с их негативным воздействием на призабойную зону пласта и снижением фильтационных свойств коллектора. Основная причина заключается в том, что любой полимер содержит твердую фазу, которая является потенциальным кольматантом. Кроме того, высоковязкие гели при попадании в призабойную зону пласта образуют стойкий экран, препятствующий течению не только воды, но и углеводородной фазы. При бурении полимеры используются для регулирования технологических параметров бурового раствора. Наряду с ними могут использоваться различные утяжелители на основе глин или барита. Такие полимер-глинистые растворы также могут являться причиной кольматации призабойной зоны пласта, образуя на породе коллектора корку бурового раствора. В связи с этим, при освоении скважин после бурения, необходимо обеспечить разрушение корки, чтобы достичь проектных показателей добычи. Применяемые в ряде случаев кислотные ванны не решают данную проблему, т.к. соляная кислота слабо реагирует как с полимерами, так и с глинами. Совместно со специалистами компании ЗАО «ПОЛИЭКС» были проведены исследования и поставлены на промышленную основу производство кислотных составов, позволяющих решить данную задачу. На первом этапе проведены исследования с целью подбора оптимальной рецептуры состава для эффективного разрушения корки бурового раствора. Известно, что при фильтрации жидкого бурового раствора в ПЗП происходит практически полное разделение его фаз: фильтрат (с растворенными в нем компонентами) проходит в пласт, вызывая гидратацию при наличии глинистых включений, а отфильтрованная дисперсная твердая фаза с возникшим избытком концентрации глинистых частиц, полимерсодержащих реагентов и остаточной обводненностью около 30% образует глинистую корку и кольматирует ПЗП. В связи с этим, для оценки эффективности разработанного состава использовалась специальная методика, учитывающая данный механизм воздействия бурового раствора на ПЗП. Готовился глинистый раствор, моделирующий наиболее сложную для разрушения систему. Его состав приведен в табл. 1. В навеску готового раствора – 50 г добавлялась навеска глины – 50 г и тщательно перемешивалась до тестообразной консистенции (с остаточной обводненностью 30-33%), приготовленное «тесто» помещали в эксикатор и оставляли на набухание в течение трех-четырех часов. Из готового «теста» формировали одинаковые образцы шарообразной формы весом 4,0 г непосредственно перед проведением исследований. Схема оборудования для оценки динамики разрушения искусственного образца приведена на рис. 1. Замеры динамики разрушения выполнены весовым способом. Продолжительность воздействия реагентного раствора составляла один час. Подбиралась рецептура, позволяющая совместить в одном реагенте кислотный состав и разглинизатор. Результаты опытов приведены на рис. 2. Практически во всех исследуемых составах наблюдался одинаковый характер разрушения глинистого образца: ● в начальный момент времени – интенсивное разрушение (бурная реакция по всей поверхности образца с образованием пены); ● в течение последующих 5-10 минут – убыль относительного веса в быстром темпе до остаточной величины 50-80%; поверхность образца неравномерно разрушается, мельчайшие отпавшие частички поднимаются вместе с пеной (эффект флотации) а более крупные – оседают через сетку на дно стакана; ● дальнейшее постепенное снижение темпа убыли относительного веса в течение 50 – 55 минут, остаточный вес образца его размеры и форма различны для каждого декольматирующего состава, как показано на рис.3; ● в 4%-ном р-ре в HCl, глинистый образец за время проведения опыта разрушился полностью. Состав получил название ФЛАКСОКОР 110, в настоящее время на производственных площадях ООО «Зиракс» запущено его серийное производство, идут опытно-промышленные испытания в различных нефте- и газодобывающих компаниях. Уже получен положительный опыт в подразделениях компании ОАО «ЛУКОЙЛ» и ОАО «Газпром».

49

DRILLING MUDS

ADVERTORIAL SECTION

● Fig. 3. Character of destruction of a plugging solid phase sample In 1% solution residual weight is 2.28 g в 1% р-ре ост. вес 2,28 г

In 2% solution residual weight is 1.77 g в 2% р-ре ост. вес 1,77 г

In 3% solution residual weight is 0.59 g в 3% р-ре ост. вес 0,59 г

In 4% solution residual weight is 0.001 g в 4% р-ре ост. вес 0,001 г

Zirax; its pilot tests are being performed at various oil and gas producing companies. LUKOIL and Gazprom production units have already received positive results.

In order to check the FLAXOCOR 110 composition efficiency in destruction of other polymer compositions, laboratory studies on samples of polymer solutions on the basis of polyacrylamides and polysaccharides were carried out. As an example, let us discuss the results of laboratory tests of the FLAXOCOR 110 composition on drilling muds based on polysaccharides without an insoluble solid phase. Drilling mud characteristics are given in Table 2.

The efficiency of the composite chemical FLAXOCOR 110 was estimated in comparison to the de-mudding agent KDS-2 and acidic composition FLAXOCOR 210. The test technique is similar to the above described. The time of complete destruction of a sample of the plugging solid phase was measured. The results of the study are shown in Fig. 4.

It should be noted that the composite FLAXOCOR 110 efficiency significantly exceeds both the KDS-2 chemical (containing no hydrochloric acid) designed for destruction of polymer-clay compositions, and the acidic composition FLAXOCOR 210 intended for large-volume treatment of the near-wellbore zone. Meanwhile, KDS-2 efficiency is significantly lower compared to the destructing agents containing hydrochloric acid.

Thus, FLAXOCOR 110 can be effectively used to destroy the plugging barriers formed in the near-wellbore zones both by polymer and polymerclay muds. Based on the results of the studies, it is recommended to use this composition for well completion after drilling, well killing with polymer solutions and hydraulic fracturing.

In 2012, jointly with RN-UfaNIPIneft, we performed studies aimed at determination of the residual permeability of the created fracture after application of FLAXOCOR 110. The acidic composition added to the fracture fluid makes it possible to immediately destroy and reduce the viscosity of the cross-linked gel virtually to the water viscosity value. Thus, hydrochloric acid treatment with FLAXOCOR 110 after the hydraulic fracturing facilitates the complete destruction of fracturing gel and increases the fracture permeability 1.8 to 2.1 times.

Zirax performs the whole cycle of operations including system analysis of a well problem, selection of the most appropriate acidic composition, its production, delivery, storage at the well site, monitoring of application practice and analysis of the results.

As Zirax possesses its own tank car fleet and has an opportunity of delivering chemicals in plastic cubical containers, they have logistic advantages for delivery of materials to the fields.

For more than three years already, the service unit Zirax-Nefteservice has been successfully performing such operations as acid baths, nearwellbore zone acid treatment, large-volume bottomhole zone treatment, acid fracturing, etc. This unit can perform operations on a turn-key basis, which ensures the final success. ● Table 2. Polymer drilling mud characteristics ● Табл. 2. Характеристики полимерного бурового раствора

50

Parameter / Наименование показателя

Value / Значение

Density / Плотность

1,21 г/см3

Funnel viscosity / Условная вязкость

43 с

Water loss / Водоотдача

2,5 см3/30 мин

рН среды

7,5

under the action of HCl solution. ● Рис. 3. Характер разрушения образца кольматирующей твердой

фазы под воздействием растворов в HCl. С целью проверки эффективности состава ФЛАКСОКОР 110 для разрушения других полимерных композиций проведены лабораторные исследования на образцах полимерных растворов на основе полиакриламидов и полисахаридов. В качестве примера рассмотрим результаты лабораторного тестирования состава ФЛАКСОКОР 110 на буровых растворах на основе полисахаридов без нерастворимой твердой фазы. Характеристики раствора даны в табл. 2. Эффективность комплексного реагента ФЛАКСОКОР 110 оценивалась в сравнении с разглинизатором КДС-2 и кислотным составом ФЛАКСОКОР 210. Методика проведения испытаний аналогична изложенной выше. При этом замерялось время полного разрушения образца кольматирующей твердой фазы. Результаты исследований представлены на рис. 4.

KDS-2 (5% solution) КДС-2 (5% р-р) FLAXOCOR 210 ФЛАКСОКОР 210 FLAXOCOR 110 ФЛАКСОКОР 110 Time of complete destruction of a 4g sample, hour:min:sec Время полного разрушения образца весом 4 г, час:мин:сек

● Fig. 4. Rate of destruction of a sample of plugging solid phase pres-

ent in polymer drilling mud in the solution of a destructing chemical. ● Рис. 4. Скорость разрушения образца кольматирующей твер-

дой фазы полимерного бурового раствора в растворе реагентадеструктора. Следует отметить, что комплексный состав ФЛАКСОКОР 110 значительно превосходит по эффективности как состав для деструкции полимерглинистых композиций КДС-2, не содержащий соляной кислоты, так и кислотный состав ФЛАКСОКОР 210, предназначенный для большеобъемной обработки ПЗП. При этом, эффективность раствора КДС-2 значительно ниже деструкторов, содержащих соляную кислоту. Таким образом, ФЛАКСОКОР 110 может быть эффективно использован для разрушения кольматационных экранов, образующихся в призабойной зоне пласта, как за счет полимерных, так и полимер-глинистых растворов. На основании полученных результатов рекомендовано применение данного состава для освоения скважин после бурения, глушения полимерными растворами и гидравлического разрыва пласта. В 2012 году, совместно с ООО «РН-УфаНИПИнефть», проведены исследования по определению остаточной проницаемости трещины ГРП после воздействия ФЛАКСОКОРом 110. Кислотный состав при введении в жидкость ГРП позволяет мгновенно разрушить и снизить вязкость сшитого геля практически до значений вязкости воды. Таким образом, солянокислотная обработка ФЛАКСОКОРом 110 после проведения ГРП способствует полному разрушению геля ГРП и увеличивает проницаемость трещины от 1,8 до 2,1 раза. Компания «Зиракс» проводит весь цикл работ: системный анализ проблемы скважины, подбор рецептуры кислотного состава, его производство, доставка, хранение на скважине, контроль технологии применения и анализ результатов. Имея собственный парк железнодорожных цистерн и возможность поставки в пластиковых кубах, компания «Зиракс» обладает также логистическими преимуществами для осуществления поставок на месторождения. Уже более трех лет сервисное подразделение «Зиракс-Нефтесервис» успешно осуществляет такие операции, как кислотные ванны, ОПЗ (обработка призабойной зоны), БОПЗ (большеобъемная обработка призабойной зоны), кислотный гидроразрыв пласта и т.д. Действия данного подразделения позволяют выполнять работу «под ключ», что гарантирует успешный конечный результат.

Oil&GasEURASIA

ADVERTORIAL SECTION

EQUIPMENT

Снижение потерь ГСМ в результате внедрения интеллектуальных систем телематики на топливозаправщиках Станислав Емельянов, заместитель генерального директора Omnicomm

К

рупнейшие компании в топливно-энергетическом комплексе, в состав которых входит нефтегазодобывающий комплекс, а также нефтегазоперерабатывающие и нефтехимические предприятия, реализующие продукты нефтехимии и нефтепереработки, все чаще ощущают в производственном процессе необходимость полного контроля выдаваемого топлива. Предвидя эту тенденцию, компания Omnicomm, на основании накопленного серьезного опыта в этой отрасли, разработала целый спектр технических и технико-экономических решений. К таким решениям относится система FTC (Fuel Transaction Control), программно-аппаратный комплекс, предназначенный для сбора

Компания Omnicomm – один из ведущих отечественных производителей систем мониторинга и управления транспорта на базе спутниковых технологий ГЛОНАСС/GPS

информации о работе топливозаправщиков и об операциях по выдачам топлива. Система представляет собой набор функций, которые осуществляют контроль объема топлива в цистерне топливозаправщика и контроль объема топлива, выдаваемого через раздаточный пистолет. Параллельно с этим происходит всесторонний анализ данных по выдаваемым ГСМ. Среди производителей данное решение является единственным на рынке. Система FTC поддерживает работу с топливозаправщиками, оборудованными одним раздаточным пистолетом под один вид топлива. Топливозаправщики, оборудованные двумя или более раздаточными пистолетами под разные виды топлива, могут оснащаться несколькими терминалами FTC. Возможности системы также позволяют использовать базовые функции мониторинга, контролировать местоположение и направление транспорта. При таком подходе эффект внедрения может удвоиться.

На шасси дополнительно устанавливается терминал с контролем расхода топлива из бака автомобиля. Данный терминал удовлетворяет требованиям ФЗ-285 (Приказ Минтранса России от 31.07.2012 № 285 «Об утверждении требований к средствам навигации, функционирующим с использованием навигационных сигналов системы ГЛОНАСС или ГЛОНАСС/GPS и предназначенным для обязательного оснащения транспортных средств». Зарегистрировано в Минюсте России 13.09.2012 № 25450) и позволяет проследить: ● параметры движения, скорость, пробег, работу двигателя, данные по топливу (расход/заправки/сливы); ● график скорости, обороты двигателя, напряжения бортовой сети.

52

Oil&GasEURASIA

ОБОРУДОВАНИЕ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Станислав Владимирович Емельянов, заместитель генерального директора Omnicomm: «Крупные территориально-распределенные предприятия в секторе разведки и добычи нефтегазовых продуктов прилагают огромные усилия, чтобы уследить за фактическим использованием различных ресурсов в масштабной работе многочисленных филиалов и объектов. Систему мониторинга можно использовать как фундаментальное решение во всем, что касается транспорта: контроль перемещений, учет отпускаемого топлива из автоцистерны, контроль маршрута и прибытия в пункты назначения, контроль производственных операций – все это заложено в систему мониторинга транспорта и контроля топлива Omnicomm. Система FTC, например, применялась в ходе проекта на одном из филиалов Тимано-Печорского сервисного блока НК «Роснефть» – ООО «Усинское управление технологического транспорта» (представляет интересы в одной из нефтегазовых провинций Усинского филиала ООО «РН-Сервис»), и в результате экономическая эффективность для организации в целом составила 20%».

Состав системы:

● бортовой терминал FTC, обеспечивающий сбор данных с топливозаправщика; ● программное обеспечение Omnicomm Autocheck, используемое для анализа данных и формирования отчетов; ● датчики уровня топлива LLS 20230 (совместно с барьерами искрозащиты БИС 20240 и кабелями КТЗ), предназначенные для измерения уровня топлива в цистерне (система FTC поддерживает до четырех датчиков, установленных в одной или нескольких отсеках цистерны); ● устройство съема сигнала УСС (совместно с кабелем УСС) для подключения к уже установленным на топливозаправщиках механическим счетчикам ППО-25 и ППО40 или к иным проточным счетчикам топлива (возможно, уже установленным), имеющим импульсный выход. Опционально может устанавливаться индикатор объема топлива LLD для отображения текущего объема топлива в цистерне. Чем более полная информация о топливозаправщике будет поступать в систему, тем больше возможностей получит организация для повышения качества управленческого учета и планирования.

Функциональные возможности системы FTC

Передача данных в программное обеспечение Omnicomm Autocheck Терминал FTC сохраняет данные в собственной энергонезависимой памяти и передает их по одному из каналов передачи в аналитическое программное обеспечение. Основным каналом передачи данных с топливозаправщика является сеть GSM. По каналу GPRS данные передаются коммуникационному серверу, установленному на площадке Omnicomm. В качестве дополнительного канала передачи данных может быть использовано проводное соединение при работе топливозаправщика вне зон покрытия GSM (используется локальный коммуникационный сервер). Коммуникационный сервер (КС) или локальный коммуникационный сервер (ЛКС) передает данные через Интернет или локальную сеть в программное обеспечение Omnicomm Autocheck, установленное на компьютере в локальной сети пользователя. Рабочее место диспетчера через локальную сеть или Интернет подключается к Omnicomm Autocheck и обеспечивает доступ к отчетам.

Аналитическая обработка данных и формирование отчетов Аналитическая обработка данных производится с помощью Omnicomm Autocheck. На основе полученных от коммуникационно-

го сервера данных, идет формирование взаимосвязанных отчетов по работе топливозаправщика. По формируемым отчетам можно проследить: ● параметры движения, скорость, пробег, работу двигателя, данные по топливу(объем выдач топлива; заливов и сливов в/из цистерны) – «Общий отчет»; ● объем топлива в цистерне топливозаправщика во времени – График «Объем топлива в цистерне»; ● выдачу топлива через раздаточный пистолет, заливы топлива, сливы топлива, места заправки техники – Отчет «Выдачи, заливы и сливы»; ● маршрут и местоположение топливозаправщика. Внедряя систему FTC на топливозаправщиках, предприятия топливно-энергетического комплекса обеспечивают уверенность в «прозрачности» скрытых махинаций со сливом топлива (слив через верхний люк или технологические отверстия, в момент выдачи через раздаточный пистолет), ведут полный контроль операций с топливом (выдача, заливы, сливы), увеличивают оборачиваемость транспорта (движение с превышением скорости, работа на повышенных оборотах двигателя) и сокращают время простоя.

Сбор данных с транспортных средств:

Евгений Валерьевич Колесников, исполняющий обязанности директора филиала «РН-Сервис» в г. Усинске:

● скорость (км/ч) и направление движения; ● включение/выключение зажигания; ● уровень топлива в цистерне топливозаправщика (л); ● объем выдаваемого через раздаточный пистолет топлива (л); ● напряжение бортовой сети (В); ● географические координаты (широта, долгота) и высота над уровнем моря (м).

«В работе нашего предприятия задействованы сотни единиц спецтехники, и оценить реальную эффективность без использования высоких технологий крайне сложно. Система мониторинга транспорта Omnicomm зарекомендовала себя как высокотехнологичное и прогрессивное базовое решение. Внедрение системы обеспечило не только полный контроль над ситуацией и объективную информацию о машинах и топливозаправщиках, но и позволило отследить ошибки и недобросовестную работу водителей и диспетчеров. С системой Omnicomm мы смогли получить заметный организационный и экономический эффект. Мониторинг транспорта позволяет нам вести работу на совершенно новом уровне, что очень важно для нашей отрасли».

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

53

ADVERTORIAL SECTION

INCLINOMETERS

Continuous Well Directional Survey Непрерывная инклинометрия скважин Interview with the General Director of Stockholm Precision Tools AB Orlando Ramirez

Интервью с генеральным директором Stockholm Precision Tools AB Орландо Рамирезом.

Oil and Gas Eurasia: A “trademark” of any com«Нефть и газ Евразия»: «Визитной карточкой» любой комpany operating in the fuel and energy sector has пании, работающей в топливно-энергетическом комплекalways been its particular participation in the proсе, всегда было ее конкретное участие в данном процессе. cess. The services market is not an exception, Не исключение здесь и сервисный рынок, где чаще всего where the largest holdings are usually in the lead, играют крупнейшие холдинги, предоставляющие свое обоproviding their equipment to oil and gas producing рудование нефтегазодобывающим компаниям. Геофизика – companies. Geophysics is one of the most imporодна из важнейших составляющих данного рынка. Для более tant segments of this market. To receive a more полного представления о Stockholm Precision Tools AB хотеcomplete idea of Stockholm Precision Tools AB, лось бы рассмотреть ее «визитную карточку» более детальwe would like to talk about its “trademark” in more но. Господин Рамирез, не могли бы Вы в нескольких словах detail. So, could you say a few words about the ● General Director of Stockholm рассказать о деятельности компании на мировом сервисactivity of the сompany at the world energy ser- Precision Tools AB Orlando но-энергетическом рынке и о последних событиях в жизни vice market and about new developments in the Ramirez. фирмы? ● Генеральный директор life of the сompany? Орландо Рамирез: Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) Orlando Ramirez: Stockholm Precision Tools Stockholm Precision Tools AB является стратегическим партнером как глобальных, так и AB (SPT AB) is a strategic partner of both glob- Орландо Рамирез. небольших сервисных компаний. Уже более 17 лет мы проal and small service companies. For more than изводим и успешно поставляем клиентам во всем мире гиро17 years we have been manufacturing and successfully delivering gyro- скопические и магнитометрические инклинометры. Позиция нашей компаscopic and magnetic inclinometers to our customers all over the world. нии строится на открытости к инновациям: чтобы развиваться, необходиOur сompany’s position is based on openness to innovations – to be able мы новые идеи и взгляды и, самое важное, готовность совершенствовать to progress, it is necessary to have new ideas and views and, most impor- свой продукт для соответствия нуждам заказчика. Наши гироскопические tantly, to be ready to improve our products in compliance with the cus- инклинометры первого поколения работали в точечном режиме, имели tomer’s needs. Our first generation gyroscopic inclinometers operated in малые габариты, малое энергопотребление, надежность и технологичa spotlight mode, had small dimensions, low power consumption, excel- ность. На сегодняшний день нами разработан и уже представлен на рынке lent reliability and technological effectiveness. Recently, we have designed новый прибор – непрерывный гироскопический инклинометр Gyrotracer and presented a new tool to the market – continuous gyroscopic incli- Directional™, работающий в непрерывном режиме и имеющий те же малые nometer Gyrotracer Directional™, which provides continuous survey and габариты и высокую точность съемки. Gyrotracer Directional™ применяют has the same small dimensions and high survey accuracy. The Gyrotracer при измерении траектории ствола в нефтегазовых и горнорудных скваDirectional™ is used to measure the wellbore trajectory in oil/gas wells and жинах, при измерении и контроле траектории ствола в процессе буреore holes, to measure and control the wellbore trajectory in the process ния горизонтальных и боковых стволов, при зарезке боковых клиньев. of drilling horizontal and lateral holes, and also – sidetracking. Equipment Оборудование подобного уровня, обладающее высокоточной и непрерывof this level, providing high-precision continuous survey under the condi- ной съемкой в условиях ударно-динамических нагрузок при давлении до tions of dynamic shock loads at the pressure up to 70 MPa and downhole 70 МПа и температуре в скважине до 150 °С, на российском рынке пока не temperature up to 150 С, has not been available in the Russian market yet, представлено, и мы надеемся, что Gyrotracer Directional со временем зайand we hope that with time, the Gyrotracer Directional will take a leading мет лидирующие позиции в своем сегменте. Финальные работы по разраposition in this segment. The final work on development of the design and ботке конструкторской и эксплуатационной документации, освоение проoperational documentation, new tools’ production start-up, manufactur- изводства новых приборов, изготовление, проведение необходимых скваing, necessary downhole tests and commissioning was completed at the жинных испытаний, сдача в эксплуатацию завершились в конце третьего end of the third quarter of last year, and now new tools are readily avail- квартала прошлого года, и сейчас активно проводятся презентации новых able at the сompany’s subsidiaries. Currently, SPT AB provides a full range приборов в дочерних офисах компании. Сегодня SPT AB предоставляет of geo-navigational equipment characterized by the highest reliability and полный спектр геонавигационного оборудования высшей степени надежprecision, and complying with the toughest market requirements of the oil ности и точности, отвечающий самым жестким рыночным требованиям and gas sector. Any complicated project is a challenge for us. Only manu- нефтегазовой отрасли. Любой сложный проект – это вызов для нас. И это facturing companies taking a gamble on innovative technologies can cope под силу только компании-производителю, делающей ставки на инновациwith these challenges. онные технологии.

OGE: Your entry into the Russian market is well substantiated, taking into account the сompany’s position in the world oil and gas service. What prospects for your сompany do you see in this area? What could the Russian branch of Stockholm Precision Tools AB offer to its Russian customers?

54

НГЕ: Ваш приход в Россию вполне обоснован, учитывая место, которое компания занимает на мировом рынке нефтегазосервиса. Какие перспективы Вы видите для себя на данном направлении? Что готов предложить филиал Stockholm Precision Tools AB своим российским клиентам?

Oil&GasEURASIA

ADVERTORIAL SECTION

56

INCLINOMETERS

Ramirez: Since the opening of the branch office of Stockholm Precision Tools AB in Moscow, significant changes have taken place.

The Russian branch of SPT AB turned from a sales office of the manufacturing plant into a competent market player having long-term partner relations with its customers and possessing its own resources. It should be stressed that the policy of our сompany stipulates a customtailored service to each customer taking into account his needs, prompt delivery of high-precision and reliable equipment and top-grade service. It is easier to provide all this being closer to the customer, that’s why we set up two subdivisions in Moscow: service and training center for customers from Russia and CIS countries. Here all our customers can receive service and maintenance of tools and the personnel of the companies will get an opportunity to learn how to work with new equipment. In addition, our subsidiary ensures fast equipment deliveries without any delays for customs clearing and other issues.

Рамирез: С момента открытия российского филиала Stockholm Precision Tools AB в Москве произошли довольно серьезные изменения. Из торгового представительства завода-производителя российский филиал SPT AB превратился в полноправного участника рынка, у которого уже сложились долгосрочные партнерские отношения со своими клиентами и который успел наработать собственную ресурсную базу. Следует подчеркнуть, что политика нашей компании предусматривает индивидуальный подход к каждому клиенту с учетом его потребностей, оперативное предоставление высокоточного и надежного оборудования и высококлассный сервис. Все это легче обеспечить в непосредственной близости к клиенту, именно поэтому и было сформировано два подразделения в Москве: сервисный и обучающий центр для клиентов из России и стран СНГ. Здесь все наши клиенты могут получить сервисное обслуживание и ремонт приборов, а персонал предприятий – возможность научиться работать с новым оборудованием. Кроме того, наш филиал обеспечивает быстрые поставки оборудования без временных издержек на таможенную очистку и всего прочего.

OGE: Your сompany's tools effectively help drillers all over the world in operations in the development of various fields, different in their structure. Currently you are substantially investing in Russia, having arranged sales and services. Does the сompany plan to set up production facilities in Russia for prompt deliveries of inclinometers?

Ramirez: This is actually an interesting question. Now we need to work hard in Russia, this is the time for the сompany to establish itself in a new region, which implies highly active work with the market and technical support of our customers. The SPT AB original plant, set up in the suburbs of Stockholm, is equipped at a state-of-the-art level: we have our own production facilities, a machine shop with CNC machine tools, electric area and a section for adjustment, test and servicing. Four years ago an additional production facility was set up on this basis in the Spanish branch of the сompany in the city of Malaga, which is engaged in production and the provision of service and support of customers in North and Latin America.

At present, we have ample resources for manufacturing inclinometers, so we do not plan, as yet, to arrange any additional production facilities in the next few years. At this point, the сompany is actively developing a network of technical support for our customers in Russia – now we are planning to start service centers in the Volga region and Siberia.

НГЕ: Приборы Вашей компании весьма эффективно помогают буровикам во многих уголках мира при разработке самых различных по своей структуре месторождений. Сейчас вы прочно обосновываетесь в России, организованы продажи и сервис. Не планирует ли компания открывать производственную базу в России для быстрых поставок инклинометров? Рамирез: Действительно, вопрос интересный. Сейчас нам приходится очень много трудиться в России, ведь для нас это – время становления компании в новом регионе, и связано оно, в основном, с активной работой на рынке, технической поддержкой клиентов. Завод SPT AB, исторически основанный в пригороде Стокгольма, оснащен по последнему слову техники: мы располагаем собственной производственной базой, механическим участком со станками с ЧПУ, электромонтажным блоком и участком настройки, регулировки и проведения сервисных работ. Четыре года назад был открыт дополнительный производственный отдел на базе испанского филиала компании в г. Малага, где офис занимается производством и сервисной поддержкой клиентов в Северной и Латинской Америке. Сейчас этих ресурсов для изготовления инклинометров нам вполне достаточно, и в планах на ближайшие годы организации дополнительного производства нет. На данном этапе в России компания активно развивает сеть технической поддержки клиентов – сейчас готовимся открыть сервисные центры в Поволжье и в Сибири.

Oil&GasEURASIA

CONNECTING YOU WITH NORTH AMERICA’S GAS & OIL INDUSTRY

JUNE 11-13, 2013

,ĞůĚ ŝŶ ĐŽŶũƵŶĐƟŽŶ ǁŝƚŚ͗

CALGARY, ALBERTA, CANADA

STAMPEDE PARK

gasandoilexpo.com REGISTER TO ATTEND Enter reference code: OGEUR

@petroleumshow #GOE13

RESERVOIR UNDERSTANDING

Reservoirs once labeled too hot are now hot properties.

New extreme and ultra HP/HT tools are opening up previously unmanageable operating environments.

Today, the energy we need is increasingly found in hard-to-drill areas.

But new HP/HT MWD and LWD capabilities allow operators to tackle these previously inaccessible reservoirs with confidence. With the ability to handle hotter projects than anyone in the business, Halliburton is helping hit targets and map fields anywhere in the world for superior economics—from North Louisiana to the North Sea. What’s your ultra-HP/HT challenge?

For information and solutions go to halliburton.com/LWD

Solving challenges.™

© 2012 Halliburton. All rights reserved.