ROGTEC Magazine - Russian Oil and Gas Technologies Magazine by ROGTEC Magazine

Тема номера:

Бурение отработанного месторождения

Special Focus:

Brownfield Drilling

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Tel: +350 2162 000

Fax: +350 2162 001

Suite , 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 16, Gibraltar

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ +34 952 880 952 editorial@rogtecmagazine.com Шеф-редактор Ник Лукан nick.lucan@themobiusgroup.com Редактор материалов по России Борис Назаров boris.nazarov@rogtecmagazine.com Зам. Шеф-редактора по Азербайджану Изабель Гарсиа isabel.garcia@rogtecmagazine.com Зам. Шеф-редактора Брайан Хардинг bryan.harding@themobiusgroup.com Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырина info@rosing.ru

EDITORIAL +34 952 880 952 editorial@rogtecmagazine.com Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Editorial Assistant, Azerbaijan Isabel Garcia isabel.garcia@rogtecmagazine.com Editorial Assistant Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com Editorial Advisory Board Vyacheslav Manyrin info@rosing.ru

ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ +350 2162 4000 sales@rogtecmagazine.com Директор по продажам Даг Робсон doug.robson@themobiusgroup.com Менеджер по продажам Брэндон Палмер brendon.palmer@rogtecmagazine.com Менеджер по продажам Гэрри Коркиш garry.corkish@rogtecmagazine.com Менеджер по продажам Барри Вильямс barry.williams@rogtecmagazine.com

SALES +350 2162 4000 sales@rogtecmagazine.com Sales Director doug.robson@themobiusgroup.com Sales brendon.palmer@rogtecmagazine.com Sales garry.corkish@rogtecmagazine.com Sales barry.williams@rogtecmagazine.com

ВЕРСТКА И ДИЗАЙН Креативный дизайн Саул Хаслам saul.haslam@rogtecmagazine.com Менеджер по подписке и распространению, Россия и СНГ vladimir.afanasiev@rogtecmagazine.com Владимир Афанасьев Менеджер по подписке и распространению, Каспийский регион ksenia.bogdanov@rogtecmagazine.com Ксения Богданова Технический перевод Борис Волковой boris.volkovoy@rogtecmagazine.com

PRODUCTION / DESIGN Creative Design saul.haslam@rogtecmagazine.com Circulation Manager, Russia and CIS vladimir.afanasiev@rogtecmagazine.com Circulation Manager, Caspian Area ksenia.bogdanov@rogtecmagazine.com Technical Translation boris.volkovoy@rogtecmagazine.com

Условия подписки: ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса, как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан, Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах мира - €100.

Subscriptions: ROGTEC is available on a free subscription basis to individuals actively involved in the exploration/drilling/production and pipelining sectors both in the Russian Federation and the following countries surrounding the Caspian sea: Kazakhstan, Azerbaijan, Turkmenistan and Uzbekistan. Subscription is available throughout Europe @ €45 per year, North America @ €75 per year and the rest of the world @ €100 per year.

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com. Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group.

6 ROGTEC

Doug Robson Brendon Palmer Garry Corkish Barry Williams

Saul Haslam Vladimir Afanasiev Ksenia Bogdanov Boris Volkovoy

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: circulation@rogtecmagazine.com. ROGTEC Magazine is published quarterly by the Mobius Group of Companies, Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from the Mobius Group. Front cover image is supplied courtesy of KCA Deutag. The rig was built by Bentec, delivered from KCA Deutag to TNK-BP and is now operated by KCA Deutag in TNK-BP’s Uvat project in Western Siberia.

www.rogtecmagazine.com

Узнайте больше о компании «Дюпон» и наших разработках для нефтегазовой отрасли www.dupont.ru ООО «Дюпон Наука и Технологии» ООО «Дюпон Украина» ТОО «Дюпон Казахстан»

+7 495 797 22 00 +7 812 363 01 27 +38 044 495 26 70 +7 727 261 90 28

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Содержание Contents Выпуск 19

Issue 19

Геология месторождений нефти и углеводородный потенциал республик бывшего СССР: Возможности и перспективы Hydrocarbon prospecting in the FSU: Opportunities and Perspectives

СКИН–ФАКТОР и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта SKIN FACTOR and its importance for evaluating borehole environmental conditions for a productive formation

Тема номера - Cover Story

Технологии бурения для старых месторождений ROGTEC беседует с экспертами отрасли Drilling Technologies for Brownfield Development: ROGTEC Talks ERD with the Industry Heavyweights

ОТ, ТБ и ООС на стадии проектирования: подход для России HS&E in Design: an Approach for Russia

8 ROGTEC

4824 www.rogtecmagazine.com

Уверенность, в которой Вы нуждаетесь Когда Вам нужен электрический привод, Мы предлагаем Вам надежное, инновационное и гибкое решение от всемирного лидера в данной отрасли. Выбрав АУМА – Вы можете быть спокойны

■ Проверенная временем, надежная модульная конструкция с большим количеством взаимозаменяемых деталей ■ Комплектация – от самой базовой до интеллектуальных приводов с регистрацией операционных данных и управлением по цифровому интерфейсу (Modbus, Profibus, Device-Net, Foundations Fieldbus) ■ Общепромышленное и взрывозащищенное исполнение ■ Возможность работы при сверхнизких температурах до – 60 С в любой комплектации с одной стороны, и сохранение работоспособности до +170 С (исполнение для АЭС) с другой ■ Управление любым типом арматуры – многооборотная, неполнооборотная, прямоходная, рычажная ■ Приводы для запорной и регулирующей работы ■ 40 летний опыт поставок и обслуживания электроприводов в нефтегазовой, химической, атомной, водоперерабатывающей, пищевой и других промышленных секторах ■ Поддержка квалифицированным персоналом по всему миру ■ Поставки за рубли с завода и со склада в России АUМА – ведущий поставщик средств автоматизации управлением трубопроводной арматурой по всему миру

ООО «ПРИВОДЫ АУМА» 141400, Московская обл. Химкинский район, пос. Клязьма, ОСК “Мидланд”, офис 6, Адрес для корреспонденции: 124365, г. Москва, а\я 11 Тел: (495) 221-64-28, Факс: (495) 221-64-38,E-mail: aumarussia@auma.ru

www.auma.ru www.rogtecmagazine.com

Содержание Contents Выпуск 19

Issue 19

Туркменский газ стратегия экспорта и транскаспийские возможности Turkmen Gas: Export Strategy and Trans-Caspian Opportunities, part 2

ROGTEC в Пути... ROGTEC on the Road...

Новости News

ROGTEC интервью The ROGTEC Interview

6824 10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Wedge Series 500™ nÐÌÍÁÌÚÄ Ô¿Ï¿ÉÑÄÏÇÐÑÇÉÇ Ç ÎÏÄÇËÒØÄÐÑÁ¿ ¯ hÐÉÊÝÖÇÑÄÊÛÌÍ ÁÚÐÍÉ¿¾ ÎÏÍÖÌÍÐÑÛ Ì¿ ÐÉÏÒÖÇÁ¿ÌÇÄ ÐÅ¿ÑÇÄ Ç ÇÆÂÇÀ ¯ m¿ÃÄÅÌÍÐÑÛ Á Ð¿ËÚÔ ÐÊÍÅÌÚÔ ÒÐÊÍÁÇ¾Ô ÜÉÐÎÊÒ¿Ñ¿ÕÇÇ ¯ hÃÄ¿ÊÛÌÚÈ ÁÚÀÍÏ ÎÏÇ ÀÒÏÄÌÇÇ ÐÉÁ¿ÅÇÌ Ð Ë¿ÊÚË Æ¿ÆÍÏÍË ËÄÅÃÒ ÉÍÊÍÌÌÍÈ Ç ÐÑÄÌÉ¿ËÇ ÐÑÁÍÊ¿ ¯ jÍÌÐÑÏÒÉÕÇ¾ ÍÀÄÐÎÄÖÇÁ¿ÝØ¿¾ Ì¿ÃÄÅÌÍÐÑÛ Ç ÎÏÍÐÑÍÑÒ Á ÇÐÎÍÊÛÆÍÁ¿ÌÇÇ

sÌÇÉ¿ÊÛÌÍÄ ÏÄÆÛÀÍÁÍÄ ÐÍÄÃÇÌÄÌÇÄ ÇËÄÄÑ ÇÐÉÊÝÖÇÑÄÊÛÌÍ ÁÚÐÍÉÒÝ ÎÏÍÖÌÍÐÑÛ Ì¿ ÐÉÏÒÖÇÁ¿ÌÇÄ ÐÅ¿ÑÇÄ Ç ÇÆÂÇÀ

bÐÑÒÎ¿ÝØÄÄ Á ÃÄÈÐÑÁÇÄ ÎÍÃ Ã¿ÁÊÄÌÇÄË ËÄÑ¿ÊÇÖÄÐÉÍÄ ÒÎÊÍÑÌÄÌÇÄ ÍÀÄÐÎÄÖÇÁ¿ÄÑ ÒÝ ÍÕÄÌÉÒ ÁÌÒÑÏÄÌÌÄÂÍ Ã¿ÁÊÄÌÇ¾

m¿×Ç ÏÄÆÛÀÚ ¯ Á¿×Ç ÎÏÄÇËÒØÄÐÑÁ¿ p¿ÐÐÖÇÑ¿ÌÌÚÄ ÃÊ¾ ÎÏÇËÄÌÄÌÇ¾ Á ÒÐÊÍÁÇ¾Ô ÁÚÐÍÉÇÔ ÉÏÒÑ¾ØÇÔ ËÍËÄÌÑÍÁ ÏÄÆÛÀÍÁÚÄ ÐÍÄÃÇÌÄÌÇ¾ 8FEHF 4FSJFT ÍÑÊÇÖ¿ÝÑÐ¾ ÁÚÐÍÉÍÈ ÎÏÍÖÌÍÐÑÛÝ Ì¿ ÐÅ¿ÑÇÄ Ç ÇÆÂÇÀ Ç Á ÌÄÐÉÍÊÛÉÍ Ï¿Æ ÎÏÄÁÍÐÔÍÃ¾Ñ ÍÅÇÃ¿ÌÇ¾ ÎÍ ÎÏÍÖÌÍÐÑÇ Ì¿ ÐÉÏÒÖÇÁ¿ÌÇÄ qÍÄÃÇÌÄÌÇ¾ ÎÏÄÃÌ¿ÆÌ¿ÖÄÌÚ ÃÊ¾ ÑÏÒÀÌÚÔ ÇÆÃÄÊÇÈ ÇÐÎÍÊÛÆÒÄËÚÔ Á Ð¿ËÚÔ ÐÊÍÅÌÚÔ ÒÐÊÍÁÇ¾Ô ÜÉÐÎÊÒ¿Ñ¿ÕÇÇ Á Ö¿ÐÑÌÍÐÑÇ ÎÏÇ ÀÒÏÄÌÇÇ ÐÉÁ¿ÅÇÌ Ð ÀÍÊÛ×ÇË ÍÑÉÊÍÌÄÌÇÄË ÍÑ ÁÄÏÑÇÉ¿ÊÇ ¿ Ñ¿ÉÅÄ ÃÊ¾ ÍÀÐ¿ÃÌÚÔ ÉÍÊÍÌÌ ÒÐÑ¿Ì¿ÁÊÇÁ¿ÄËÚÔ Ð Ï¿ÐÔ¿ÅÇÁ¿ÌÇÄË Ç ÎÏÍÁÍÏ¿ÖÇÁ¿ÌÇÄË pÄÆÛÀÚ 8FEHF 4FSJFT ÍÀÄÐÎÄÖÇÁ¿ÝÑ ÁÚÐÍÉÒÝ ÎÏÍÖÌÍÐÑÛ ÐÍÄÃÇÌÄÌÇÈ ÑÍÌÉÍÐÑÄÌÌÚÔ ÑÏÒÀ ÀÍÊÛ×ÍÂÍ ÃÇ¿ËÄÑÏ¿ ¿ Ñ¿ÉÅÄ ÀÊ¿ÂÍÃ¿Ï¾ ÐÁÍÄÈ ÁÚÐÍÉÍÈ ÎÏÍÖÌÍÐÑÇ Ì¿ ÐÅ¿ÑÇÄ ÐÉÏÒÖÇÁ¿ÌÇÄ Ç ÇÆÂÇÀ ¾ÁÊ¾ÝÑÐ¾ ÇÃÄ¿ÊÛÌÚË ÁÚÀÍÏÍË ÎÏÇ ÀÒÏÄÌÇÇ ÐÉÁ¿ÅÇÌ Ð Ë¿ÊÚËÇ Æ¿ÆÍÏ¿ËÇ qÍÄÃÇÌÄÌÇ¾ 8FEHF 4FSJFT ÁÍÆËÍÅÌÚ É¿É Á ÀÄÆËÒÓÑÍÁÚÔ Ç ËÒÓÑÍÁÚÔ ÐÍÄÃÇÌÄÌÇ¾Ô Ñ¿É Ç Á ÐÍÄÃÇÌÄÌÇ¾Ô Ð ÁÚÐ¿ÅÄÌÌÚËÇ ÉÍÌÕ¿ËÇ Ð ÒÎÊÍÑÌÄÌÇÄË §ËÄÑ¿ÊÊ ËÄÑ¿ÊÊ¨ ÇÊÇ ÀÄÆ ÌÄÂÍ

qÍÁÏÄËÄÌÌÚÄ ÑÏÒÀÌÚÄ ÑÄÔÌÍÊÍÂÇÇ mÍÁ¿ÑÍÏÐÉÇÄ ÏÄ×ÄÌÇ¾

www.tenaris.com/tenarishydril

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 11

How do you reach 99% of your target audience in the FSU? By advertising in ROGTEC Magazine! Please contact +350 2162 4000 or sales@rogtecmagazine.com for more information, or visit:

www.rogtecmagazine.com

КОЛОНКА ШЕФ-РЕДАКТОРА Дорогие читатели! Вы держите в руках последний выпуск журнала уходящего года – весьма напряженного для мирового нефтегазового рынка. Я уже писал раньше, что ситуация в нефтяной отрасли выглядит более позитивно как с региональной, так и с глобальной точки зрения. Эта тенденция продолжалась одновременно с недавним ростом цен к новым вершинам, более 80 долларов США за баррель. В то время, как объемы добычи на многих существующих месторождениях снижаются, а цены продолжают расти, взоры устремляются к новым рубежам, таким, как Ямальский регион и арктический шельф. Российское правительство, и некоторые усматривают в этом сдвиг в энергетической политике, пригласило крупнейшие западные нефтяные компании участвовать в выводе Ямальского месторождения на полную мощность. До сих пор еще со стороны международных игроков существует озабоченность касательно стабильности инвестиций и ведения бизнеса в России, однако, если вместо возможности быть просто поставщиком технологических услуг будет предложено долевое участие в разработке месторождений, то финансовая и технологическая помощь будет предоставлена компаниями Shell, Exxon, Total & Co. То же самое можно сказать и о проектах в российском секторе Арктики российские компании нуждаются в дополнительном мастерстве и опыте в этой области. Я, естественно, буду с интересом следить за этим сектором. Касательно Штокмановского месторождения, на момент подготовки к печати этого номера начало добычи было отложено на 2 года, до 2015. Компания Total, один из партнеров проекта, сообщила о чрезвычайных технических трудностях и заявила о том, что «невозможно» будет уложиться в изначально запланированные сроки пуска. Принимая во внимание низкие спотовые

12 ROGTEC

цены на газ в условиях рецессии и, конечно же, новые поступления от новых проектов по поставке сжиженного природного газа и проектов по добыче сланцевого газа в Северной Америке, заполонившие рынок, маловероятно ожидать каких-либо жалоб со стороны Газпрома. В преддверии будущего года выпуск нашего нового издания занимает почти все наше время. Все в региональном электроэнергетическом секторе только и говорят о PowerTec Russia & CIS, и мы, конечно же, не собираемся никого разочаровать нашим первым выпуском, который будет представлен на Russia Power 2010. Для получения более подробной информации посетите, пожалуйста, сайт www.powertecrussia.com. Мы также запускаем службу извещения о тендерах, которая на одном удобном и легком для использования сайте соберет объявления о тендерах от всех ведущих российских компаний-операторов с возможностью предупреждения по электронной почте. Первоначальный запуск этой услуги имел феноменальный успех – посетите, пожалуйста, наш сайт, чтобы получить дополнительную информацию о том, как воспользоваться этими преимуществами. Что касается выставок и конференций, у нас был напряженный график. Последний выпуск журнала ROGTEC был представлен на KIOGE, 3p Arctic, RAO CIS Offshore, Sakhalin Oil & Gas; и во время подготовки этого номера к печати наша команда была в Туркменистане на нефтегазовой выставке в Ашхабаде. Позвольте мне воспользоваться этой возможностью, чтобы пожелать вам Веселого Рождества и Счастливого Нового Года; я думаю, что все ожидают более благополучного 2010 года. Ник Лукан Шеф-редактор издания nick.lucan@themobiusgroup.com www.rogtecmagazine.com

9VaZ 7Vc\

©¼Ô¼ ÎÁÑÉÊÇÊ¿ÄÛ ÀÇÛ ÌÁÔÁÉÄÛ ¾¼ÔÄÑ Ã¼À¼Ó lll#Vea#cd

CDGL6N

JH6

;G6C8:

7G6O>A

B6A6NH>6

8=>C6

H>C<6EDG:

EDITORS NOTE Dear Readers, Welcome to the last issue of what has been a challenging year for the global Oil and Gas market. I have written in recent notes to you that things are looking more positive from both a regional and global perspective in the oil patch. This trend has continued with prices having risen to a recent high of just over $80 a barrel. As production declines on many existing fields and with prices set to gain further, so eyes turn towards new frontiers such as the Yamal region and the Arctic shelf. The Russian Government, in what some see as a shift in energy policy, have invited “Big Oil” to pitch for business in opening up the Yamal region to full production. There is still some concern from the international players regarding the business and investment stability when doing business in Russia, however, if a share of the fields are offered rather than an opportunity to be a technology service provider then financial and technological clout might be offered the likes of Shell, Exxon, Total etc. You would think the same would go for projects in the Russian Arctic; Russian companies are looking for additional expertise and experience in this area. I will certainly be watching this space with interest.

the tender announcements for all of Russia’s leading operating companies in one convenient and easy to use web page, alerting customers via email. Initial uptake of this service has been phenomenal; please visit our website for further information on how to take advantage of this. On the show front, we have had a busy schedule. The latest issue of ROGTEC Magazine was showcased at KIOGE, 3P Arctic, RAO - CIS Offshore, Sakhalin Oil & Gas and at time of press we had a team in Turkmenistan for the oil and gas exhibition in Ashgabat. Let me take this opportunity to wish you all a merry Christmas and a happy New year; I think everybody is looking forward to a more prosperous 2010.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

Focusing on the Shtokman project; at time of going to press production has been delayed by 2 years to 2015. Total, one of the project partners, has cited extreme technical difficulties and stated that the original deadline was “impossible” to meet. With weak spot gas prices due to the recession and indeed new supplies swamping the market from new LNG projects and the shale gas fields of North America, I doubt we will see any complaints from Gazprom. Looking forward to next year, we have the launch of our new title keeping us all busy. PowerTec Russia & CIS is all the talk in the regional power generation sector and we are certainly not going to disappoint with our launch issue at Russia Power 2010. For more information please visit: www.powertecrussia.com. We are also launching a tender alert service which will bring together www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

РАЗВЕДКА

Геология месторождений нефти и углеводородный потенциал республик бывшего СССР: Возможности и перспективы

Hydrocarbon prospecting in the FSU: Opportunities and Perspectives Грэм Блэкборн Blackbourn Geoconsulting

Graham Blackbourn: Blackbourn Geoconsulting

Даже выбор для анализа двадцатилетнего периода основан на моей личной истории. На протяжении нескольких десятилетий до распада Советского Союза в 1991 году уже наблюдалось некоторое сотрудничество между компаниями с Востока и

Even the choice of twenty years as a period to examine is based on my own history. There had been some limited cooperation between oil companies in the East and the West for some decades before the break-up of the Soviet Union in 1991. Chevron’s involvement in the Tengiz field on the West Kazakhstan Caspian coast during the 1980s comes to mind, and by 1989 it was apparent that new opportunities were opening up. That is why, when I established my own consultancy business in that year,

егодня исполняется примерно 20 лет с тех пор, когда геологи, работающие на предприятиях нефтегазовой промышленности, расположенных в России и в центральноазиатских республиках, начали регулярно общаться со своими коллегами из других стран. Этот процесс обучения оказался полезным и интересным для обеих сторон. Эта статья – первая из серии статей, в которых будет приведен обзор геологии и потенциалов нефтедобычи ряда углеводородных провинций как слабо, так и хорошо разведанных в пределах этой обширной территории. Начну с краткого ознакомления. Достаточно тяжело быть и полностью объективным, и информативным в такой короткой статье при освещении такой обширной темы. Мне на протяжении более 20 последних лет посчастливилось работать в различных регионах бывшего СССР (впервые я приехал в СССР в 1975 году), и поэтому я лично заинтересован в развитии этой отрасли промышленности. Учитывая вышеизложенное, я не прошу прощения за то, что в этой статье представлена моя личная точка зрения.

14 ROGTEC

t is now about twenty years since geoscientists working for oil and gas enterprises within Russia and the Central Asian republics began to speak regularly with their counterparts in companies from other parts of the world, and it has been an interesting learning process for both sides. This article is the first in a series that will review the geology and petroleum potential of a number of the hydrocarbon provinces – both frontier and mature – within this vast area, and I will begin by attempting some type of wide-ranging overview. But it is difficult in a short article such as this to be both wholly objective and informative when covering such a large topic, and as someone who has had the privilege of working in many parts of the FSU over the past 20 years (indeed I first toured the Soviet Union in 1975), I have taken a very personal interest in the industry. So I make no apology that this first article at least is presented from a more personal standpoint.

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Запада. Вспоминается участие компании Шеврон (Chevron) в разработке в 1980-е годы Тенгизского месторождения на каспийском побережье Западного Казахстана. Начиная с 1989 года стало очевидным, что открываются новые возможности. Именно поэтому при создании в том же году консалтинговой компании по завершении карьеры геолога в крупной нефтяной компании я начал активно рассматривать это направление деятельности. Пользуясь некоторыми знаниями русского языка, полученными в школе, а также после выполнения нескольких технических переводов я предложил свои услуги в качестве консультанта иностранным компаниям, стремящимся инвестировать в советскую нефтедобывающую промышленность, которым была необходима дополнительная информация о системах и провинциях СССР. В конце 1991 года я начал свою продолжительную и ошеломляющую поездку по отдельным регионам России и по Азербайджану, несмотря на то что политическая система СССР разваливалась и будущая форма государственного устройства этих стран была далека от определенности. Эта поездка, благодаря гостеприимству моих хороших знакомых из Ростовского государственного университета, включала несколько недель ознакомления с месторождениями нефти на Северном Кавказе, а также в других регионах, в которые сегодня попасть стало достаточно трудно. Этот регион с когда-то богатыми месторождениями за указанный период изменился, и в настоящее время его запасы в значительной степени исчерпались. Но, даже принимая во внимание наличие хорошо известных политических «горячих точек», я удивлен, что так мало предприимчивых компаний с Запада предпринимают попытки по инвестированию в проекты по восстановлению месторождений и остаются недоразведанные участки. Я уверен, что для готового рискнуть небольшого игрока на рынке Северного Кавказа остается значительный потенциал для развития деятельности. Однако в начале 1990 годов всех поманил ЮжноКаспийск, и, перевалив через Большой Кавказский www.rogtecmagazine.com

having left a job as a geologist in a large oil company, I began to look actively in that direction. On the basis of a smattering of Russian picked up during a short course at school, and some technical translation, I offered my services as a consultant to western companies seeking to invest in the Soviet petroleum industry and needing to know more about its petroleum provinces and systems. And late in 1991 I embarked on an extended and somewhat bewildering tour of parts of Russia, Azerbaijan and Kazakhstan, while the political system was breaking down and the future shape of these countries was far from certain. That trip, thanks to the generosity of contacts in Rostov State University, included several weeks viewing the oilfields of the North Caucasus, including several areas that have since become difficult to reach. It is a highly varied and once-prolific hydrocarbon region, now largely depleted. But despite wellknown political hotspots, I am surprised by how few enterprising small companies from the West have sought to invest in field rehabilitation projects there, and several underexplored plays remain. I am convinced that significant potential remains in the North Caucasus for the small player prepared to take a risk. But in the early 1990s the South Caspian beckoned, and a short hop over the Great Caucasus took me back to Azerbaijan where hopeful oil and gas executives tempted by rumours of massive remaining reserves were vying for acreage. But continuing political uncertainty and differing expectations from both sides meant that few deals were done in those early years, and others quickly came unstuck. The story was similar on the other side of the Caspian in Turkmenistan, where western companies like Bridas and Larmag suffered mixed fortunes with their ventures in the West Turkmenistan Basin. But the great thing for a western consultant working in the newly independent republics around the Caspian during the 1990s was that, as one became difficult to work in, another rose to favour for a while. I was called upon to work with Oryx who were negotiating to develop an oilfield on the Kazakh coast: Arman. That was an exciting project, as I quickly discovered that Arman’s main Mesozoic producing horizons outcrop at the surface in the Karatau hills of Central Mangyshlak,

ROGTEC 15

РАЗВЕДКА хребет, я опять оказался в Азербайджане, где полные надежд представители нефтегазовых компаний, соблазненные слухами о значительных оставшихся запасах, начали соперничать друг с другом за контроль над участками территории. Однако затянувшаяся политическая неопределенность и несовпадение ожиданий обеих сторон привели к тому, что в течение указанного периода было совершено всего лишь несколько сделок, а все остальные вскоре были сорваны. Аналогичная история имела место на другой стороне Каспийского моря, в Туркменистане, где западные компании, такие как Bridas и Larmag, в бассейне Западного Туркменистана имели переменный успех в своих предприятиях. Но очень важным обстоятельством для западного консультанта, работавшего в 1990-е годы в новых прикаспийских независимых государствах, было то, что если одна компания сталкивалась с трудностями, то ей на смену приходила другая и успешно работала в течение определенного периода времени. Меня пригласили работать в компанию Oryx, которая вела переговоры по разработке месторождения нефти Арман на казахском побережье. Это был захватывающий проект, потому что я быстро обнаружил, что основной мезозойский производственный горизонт Армана выходит на поверхность у хребтов Кракатау в Центральном Мангышлаке, а это означало, что для разработки моделей пласта потребуется выполнить значительный объем работ в пустыне. Это, в свою очередь, привело к дальнейшей работе на нескольких месторождениях, расположенных в одном и том же пласте, а именно Северные Бузачи, где оператором была компания Texaco, а также на других месторождениях в бассейне Южного Мангышлака. Хотя в течение некоторого времени в заголовки средств массовой информации попадали большие месторождения Северного и Южного Каспия, основной, но ускользнувший от внимания прогресс был достигнут в Западном Казахстане. Но в конце 1994 года переговоры, проводившиеся в течение трех с половиной лет между Азербайджаном и международным консорциумом нефтедобывающих компаний, возглавляемым компанией British Petroleum, завершились подписанием «Контракта века» на разработку морских месторождений Азери (Azeri), Чираг (Chirag) и Гунешли (Guneshli). Это событие повторно привлекло внимание к этой стране, и через некоторое время сюда пришли еще несколько компаний, хотя, не считая открытого BP месторождения газа Шах Дениз (Shah Deniz), многие проекты по разведке и разработке месторождений имели ограниченный успех. Появился также повторный интерес к Западному Туркменистану, где правительство извлекло полезные уроки из общения с иностранными инвесторами. Некоторые из стартовавших в то время проектов остаются успешными, например повторная разработка

16 ROGTEC

leading to extensive fieldwork in the desert to develop reservoir models. That in turn led to further work on a number of other fields with the same reservoir, notably North Buzachi, then operated by Texaco, together with fields in the South Mangyshlak Basin. For a while, although it was the major fields in the North and South Caspian that were making headlines, much of the real progress was taking place “under the radar” in Western Kazakhstan. But late in 1994, three and a half years of negotiations between Azerbaijan and an international consortium of oil companies headed by British Petroleum ended in the signing of the “Contract of the Century” for development of the offshore Azeri, Chirag and Guneshli fields. That drew attention back to that country, and for a while other companies poured in, although apart from BP’s discovery of the Shah Deniz gas field, many of the exploration and development projects that ensued saw limited success. A second wave of interest also developed in Western Turkmenistan, where the government had learned useful lessons in dealing with foreign investors. Several of the projects that got off the ground at that time remain successful, including redevelopment of the Burun field, then operated by Monument, with which I was involved, and Dragon Oil’s redevelopment of the fields in the offshore Cheleken block. But Turkmenistan became averse to new foreign involvement, and from the late 1990s for nearly a decade it became a more difficult place to do business. The great thing about the petroleum provinces around the Caspian and Caucasus regions is that they are so diverse, with a wealth of opportunities for players of all sizes. In many areas there is an existing and well-developed infrastructure (admittedly in many cases in great need of modernisation) together with local markets. There is also, and this was sadly misjudged by many of the western companies when they first came to the region, a highly intelligent and well-educated local workforce. Perhaps one of the chief reasons for failure of investments during the 1990s, apart from cultural and commercial misunderstandings that

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

месторождения Бурун (Burun), которое затем разрабатывала компания Монумент (Monument), где работал и я. Компания Dragon начала повторную разработку морских месторождений блока Челекен (Cheleken). Но Туркменистан начинает негативно относиться к иностранным инвесторам. С 1990-х годов на протяжении примерно десяти лет он стал неблагоприятным местом для ведения бизнеса. Очень важной особенностью расположенных вокруг Каспия и Кавказа нефтеносных провинций является то, что они настолько разнообразны с точки зрения объема возможностей, что могут рассматриваться игроками рынка всех размеров. Во многих регионах имеется действующая и хорошо развитая инфраструктура, хотя нужно признать, что очень часто она в значительной степени требует модернизации – как и внутренний рынок. Кроме того, имеется высокообразованный и очень толковый персонал, что, к сожалению, недооценивалось большинством впервые приходивших в регион западных компаний. Возможно, одной из главных причин провала инвестиций в 1990-е годы, помимо культурологического и коммерческого недопонимания, которое часто имело место с обеих сторон, было автоматическое предположение некоторых западных компанийразработчиков месторождений о том, что имеющиеся у них «ноу-хау» неизбежно приведут к выявлению новых запасов углеводородного сырья и увеличению объемов добычи. Действительно, для разработки значительного количества месторождений требовались новые инвестиции и современные технологии, но и при их отсутствии советские специалисты успешно задействовали свои интеллектуальные и инновационные способности в целях максимального использования существующего потенциала имеющихся у них в наличии средств. Ожидаемые улучшения, обусловленные использованием западных технологий (не всегда применявшихся с большим умом) не всегда имели место. Это, в частности, наблюдалось в некоторых менее продуктивных провинциях, где советские добывающие www.rogtecmagazine.com

were all-too-common on both sides, was an automatic assumption by some western field-development teams that their know-how would inevitably lead to discovery of new reserves and enhanced production. It’s certainly true that a lot of fields were in great need of new investment and modern technologies, but in the absence of these the Soviet technicians had earlier used sheer brainpower and inspired innovation to maximise the potential of the tools they had available. The expected improvements following the application of western technology, sometimes applied less intelligently, were not always forthcoming. This was particularly the case in some of the less prolific provinces where Soviet production companies had not been spoiled by a lengthy portfolio of prospective structures, and production profiles stretching well into the future, but where the task had been to eke out dwindling reserves. It soon became apparent in these areas – and several projects I worked on in Georgia and the Ukraine come to mind – that the most effective strategy for new investment was usually to change as little as possible, but simply to ask what equipment was needed to enhance productivity, and to supply whatever was requested (which often was not very much!). Throughout this time I had been trying to make inroads into Russia, and had been involved in several projects in Siberia and parts of Southern Russia. Russia is a big country, and politicians in Moscow at that time were understandably only really interested in progressing the largest projects, with the biggest investors who generally had there own staff and didn’t need help from small consultancies like mine. So I had little hands-on experience of the big Russian projects during the 1990s such as the onset of development around Sakhalin Island in the Far East, and in Western Siberia. But through time, as Russian legislative and fiscal rules became betterestablished and more transparent, it was easier for western companies to start doing business there, and I became more involved in work on-the-ground. In recent years, interest has inevitably been developing in the Russian Arctic, especially offshore where the melting

ROGTEC 17

РАЗВЕДКА

организации не были «испорчены» значительным портфелем перспективных структур и обеспеченных объемов добычи на многие годы вперед, а занимались продолжением эксплуатации истощающихся ресурсов. Скоро стало очевидным в этих регионах, – и мне вспоминаются несколько проектов, в выполнении которых я участвовал в Грузии и в Украине, – что наиболее эффективной стратегией в случае новых инвестиций было вносить как можно меньше изменений. Все, что нужно было делать, – это просто спрашивать, какое оборудование необходимо для повышения объемов добычи, и поставлять то, что было необходимо (обычно требовали немного!). На протяжении всего этого времени я пытался работать на территории России и принимал участие в нескольких проектах в Сибири и регионах Южной России. Россия – огромная страна, и политики в Москве в то время были заинтересованы в развитии только самых крупных проектов, с самыми крупными инвесторами, у которых был свой собственных персонал. Такие небольшие консультационные компании, как моя, им были не нужны. Таким образом, я получил только незначительный опыт практического участия в крупных проектах в России в 1990-е годы, таких как начало разработки месторождений вокруг острова Сахалин на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири. Со временем, когда изменилось законодательство России и налоговые правила стали более четкими и прозрачными, западным компаниям стало намного проще вести бизнес, и мое участие в работе на местах добычи стало более активным. В последние годы несомненный интерес представляет разработка месторождений в Арктике в России, особенно в море, где ожидается, что тающие льды откроют широкие участки континентального шельфа для разработки на предстоящие десятилетия. А на дальнем юге бывшего Советского Союза открытие газовых месторождений в бассейне Амударьи в Туркменистане и открытость в отношении иностранных инвестиций, которую начала демонстрировать эта страна, привлекает все больший интерес к восточным республикам Центральной Азии, в том числе к нефтегазоносным бассейнам, расположенным в Восточном Казахстане, Узбекистане, Таджикистане и Кыргызстане. Имеются несколько областей, в которых

18 ROGTEC

of sea ice is likely to expose wide areas of the continental shelf to exploration in coming decades. And in the far south of the former Soviet Union, massive new gas discoveries in the Amu Dar’ya Basin of Turkmenistan, combined with a more welcoming approach to foreign investment from that country, are attracting further interest to the eastern republics of Central Asia – including the basins of Eastern Kazakhstan, Uzbekistan, Tajikistan and Kyrgyzstan. There are few areas where significant problems are not encountered – and the geological problems that I am mostly involved with pale into insignificance compared with those associated with the remoteness of many of these areas, the lack of infrastructure, political uncertainly, and also cultural differences which can create misunderstandings between the parties in commercial ventures. But with the growing need for secure energy supplies around the world in the face of depleting reserves, and with the goodwill that I have almost universally encountered during my twenty years of experience working in Russia and Central Asia, I have little doubt that all of these areas will increasingly benefit from continuing mutual co-operation between the players in the international oil and gas community. In future articles, Graham Blackbourn will describe the petroleum geology and the future prospectivity he perceives in some of the hydrocarbon provinces of Russia and Central Asia.

не учитываются важные проблемы, и геологические проблемы, с которыми я, в основном, сталкиваюсь, отходят на второй план по сравнению с проблемами, связанными с удаленностью большинства этих регионов, недостатком инфраструктуры, политической нестабильностью, культурными различиями, которые могут привести к недопониманию между сторонами коммерческого предприятия. Однако, учитывая растущую потребность в безопасных поставках энергии по всему миру в связи с истощением резервов и принимая во внимание доброжелательное отношение, которое я почти всегда встречал в течение моей двадцатилетней работы в России и Центральной Азии, я не сомневаюсь, что выигрыш, который все эти регионы получат от постоянного сотрудничества с игроками международного нефтегазового сообщества, в будущем будет только возрастать. В последующих статьях Грэм Блэкборн (Graham Blackbourn) опишет геологию нефти и перспективы, которые, по его мнению, ожидают некоторые нефтегазоносные провинции России и Центральной Азии.

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Russian Tenders

Unlock the Potential

Daily Tender Notification Service From Jan 2010 ROGTEC will be offering daily tender email alerts from over 30 regional operators including: Tatneft, Rosneft, Gazprom and Gazprom Neft. ROGTEC Tender Notification is your opportunity to see all the tenders issued from major regional operators each and every day.

For more information emait:

sales@rogtecmagazine.com

A years subscription costs â&#x201A;Ź1000.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

РАЗВЕДКА

СКИН–ФАКТОР

SKIN FACTOR

и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта

and its importance for evaluating borehole environmental conditions for a productive formation

Р. Ш. Муфазалов

NPF “Timurneftegas”, Oktyabrsky

P. Sh. Mufazalov

НПФ «Тимурнефтегаз» г. Октябрьский

Обозначения

Designations

F - площадь фильтрации жидкости; g - ускорение свободного падения; h - мощность пласта; hд ,hст - динамический и статический уровни жидкости в скважине; Δhд - падение динамического уровня жидкости; k - коэффициент естественной проницаемости пласта; ks - коэффициент проницаемости пласта при наличии скин – слоя; ∆k - снижение (ухудшение ) коэффициента проницаемости при наличии скин-слоя; К - коэффициент естественной продуктивности пласта; Кs - коэффициент продуктивности пласта при наличии скин – слоя; ∆К - снижение (ухудшение) коэффициента продуктивности в скин-слое; L0 - глубина скважины до верхних перфорационных отверстий; Рпл - пластовое давление; Рз(к) - давление у стенки скважины (забойное давление) при естественной проницаемости k пласта; Рз(кs) - забойное давление при фильтрации жидкости с ухудшенной проницаемостью ks пласта; РRs - давление пласта на контуре Rs; ΔРз - падение забойного давления в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs ; ΔРS - падение давления в скин-слое; Qж - приток жидкости в скважину; ΔQж - снижение притока жидкости в результате скин-слоя; Qж(к) - приток жидкости при проницаемости пласта к, т. е. при отсутствии скин-слоя; Qж(кs) - приток жидкости при проницаемости пласта кs, т. е. при наличии скин-слоя; rc - радиус скважины;

F - filtering area; g - gravity acceleration; h - formation thickness; hд ,hст - dynamic and static fluid levels in a borehole; Δhд - fall of dynamic fluid level; k - native formation permeability; ks - formation permeability in the presence of a skin layer; ∆k - permeability decrease (degradation) in the presence of a skin layer; К - natural formation productivity Кs - formation productivity in the presence of a skin layer; ∆К - productivity drop (degradation) in a skin layer; L0 - well depth to top perforations; Рпл - formation pressure; Рз(к) - pressure at well bore (bottomhole pressure) at native formation permeability k; Рз(кs) - borehole pressure when filtering fluid with blocked formation permeability ks; РRs - formation pressure on external boundary Rs; ΔРз - bottomhole pressure drop caused by productivity degradation from К to Кs ; ΔРS - pressure drop in a skin layer; Qж - fluid influx; ΔQж - fluid influx reduction caused by a skin layer; Qж(к) - fluid influx at formation permeability к, i.e. in the absence of a skin layer; Qж(кs) - fluid influx at formation permeability кs, i.e. in the presence of a skin layer; rc - well radius; Rк - external boundary radius; Rs - permeability disturbance radius; (Rs-rc) - skin layer; (Rk-Rs) - external boundary interval; S - skin factor; μ - dynamic viscosity of formation fluid; ρж - formation fluid density.

20 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Rк - радиус контура питания; Rs - радиус нарушения проницаемости; (Rs-rc) - скин-слой; (Rk-Rs) - интервал контура питания; S - скин – фактор; μ - динамическая вязкость пластовой жидкости; ρж - плотность пластовой жидкости.

Нет закона выше Истины. Е. П. Блаватская Предисловие Впервые Van Everdingen A. F. и Hurst N. (1949) ввели понятие «скин–эффект» для оценки состояния призабойной зоны скважины и указали, что падение забойного давления в результате ухудшения проницаемости пласта пропорционально скин– эффекту (S), а в 1956 г. Hawkins M.F. предложил формулу для расчета S, вошедшую в учебную и научную литературу, как Hawkins’ formula [4]. Термин скин-эффект был введен в области электротехники, как поверхностный эффект в металлах задолго до вышеуказанных авторов. Более подходящим понятием применительно для оценки состояния продуктивного пласта было бы понятие «скин–фактор». Распространенное истолкование о скин–факторе (S) и его определение в работе [6], как эффект несовершенства заканчивания скважины далеко не полностью раскрывает физический смысл и механизмы его возникновения. Вопрос о значении S постоянно обсуждается в научных публикациях и конференциях. По сей день остаются открытыми и дискуссионными наиболее принципиальные вопросы: область существования значений S и его принадлежность, неопределенность положительного и отрицательного знака его значений. Отсутствие строгой теории вывода его формулы. По формуле Hawkins M.F. S может иметь значение от - ∞ до 0 и от 0 до + ∞ без принадлежности области определения и существования. В настоящее время в вузовских учебниках и учебных программах для подготовки инженеров–нефтяников отсутствует этот важный раздел науки. В данной работе подробно и последовательно излагается аналитический вывод формулы для расчета S, физический смысл и геометрическая www.rogtecmagazine.com

There is no law above truth. E. P. Blavatskaya Foreword For the first time, Van Everdingen and Hurst (1949) introduced the notion of “skin effect” for evaluating the condition of a bottom-hole area. They pointed out that loss of bottomhole pressure caused by the impairment of formation permeability is proportional to the skin effect (S), and in 1956 M. F. Hawkins proposed a formula for calculating S, which is currently known in educational and scientific terms as Hawkins’ formula [4]. The term skin effect had been introduced in the field of electrical technology as a surface effect in metals long before the above-mentioned authors. In the context of evaluating the procedure of a productive formation condition, however it would be more appropriate to use the term “skin factor”. The popular interpretation of the this effect and its definition in the work [6] as an effect of imperfect well completion are far from revealing when looking at the physical significance of its occurrence. The question of its importance is permanently under discussion in scientific publications and at conferences. The most fundamental questions such as the domain of existence of S values and the belonging domain of S, and the ambiguousness of the positive and negative signs of its values - are still open and debatable. There is no rigorous theory for deriving its formula. According to Hawkins’ formula, it can have a value ranging from - ∞ to 0 and from 0 to + ∞ without belonging to the domain of definition and existence. Currently, university textbooks and training programs for future oil-engineers do not include this important subdiscipline of science. This paper deals with a detailed and consistent presentation of the development of a formula to calculate the skin factor as well as the physical significance and geometrical interpretation of its value. The development of this formula is substantiated by developing this formula through the indicator lines “flow rate-level” and “flow rate-pressure” as well as on the basis of the values of bottomhole pressure and primary productive potential. Described are sources and mechanisms that disturb the poroperm properties of the borehole environment of a productive formation and which affect the skin effect value.

ROGTEC 21

РАЗВЕДКА интерпретация его значения. Аналитический вывод формулы S подтверждается выводом формулы через индикаторные линии «дебит-уровень», «дебитдавление» и по значениям забойного давления и потенциального дебита. Описываются источники и механизмы нарушения фильтрационно-емкостных параметров (ФЕП) околоскважинного пространства продуктивного пласта, влияющие на величину S. На всех этапах жизнедеятельности нефтегазового месторождения ФЕП продуктивного пласта находятся в динамической взаимосвязи со всеми технологическими операциями, проводимыми в процессе нефтеизвлечения, включая его первичное вскрытие. Любые процессы, приводящие к снижению проницаемости и пористости коллектора и увеличению потери давления при фильтрации пластовой жидкости отражаются на величине S. В связи с этим значение Скин–фактора S, как комплексный интегральный параметр, принимает особый статус при гидродинамических и геофизических методах исследований скважин для оценки качества вскрытия продуктивного пласта, прогнозирования его энергетического состояния, фильтрационных свойств, продуктивности, потенциального дебита и коэффициента нефтеотдачи пласта в целом. В связи с этим данная проблема заслуживает самого внимательного подхода и изучения. 1. Вывод формулы скин-фактора Чтобы вывести формулу для определения значения скин–фактора S, рассмотрим однородный продуктивный пласт вокруг стенки скважины с коэффициентом проницаемости k, радиусом скважины rc, радиусом контура питания Rк, пластовым давлением Рпл и мощностью пласта h (см. рис. 1). Выделим внутри пласта кольцевой слой с радиусом r и толщиной dr, ограниченной поверхностями с однородной проницаемостью k. Направление фильтрации жидкости – радиальное. В соответствии с линейным законом фильтрации общий расход жидкости Q через единицу площади F равен (1)

где k – коэффициент проницаемости; F – площадь фильтрации жидкости, F=2πrh; μ – динамическая вязкость пластовой жидкости;

At all stages of the oil-and-gas deposit life-cycle, the productive formations poroperm properties dynamically interrelate with all technological operations performed in the process of oil production, including deposit opening. Any process which reduces the permeability and porosity of a collector and increases pressure loss during formation fluid filtration affects the S value. In this connection, the value of the skin factor as an integral parameter gains special significance in hydrodynamic and geophysical borehole exploration methods used for evaluating quality of a productive formation, forecasting its energy state, filtration properties, productivity, primary productive potential and the oil recovery efficiency of a formation as a whole. In this context, this problem deserves the most scrupulous approach and study. 1. Developing a skin factor formula To develop a formula for determining the value of the skin factor, let us consider a uniform productive formation having permeability k around the hole wall, borehole radius rc, radius of external boundary Rк, formation pressure Рпл and formation thickness h (see fig. 1). Let us single out, within the formation, an annular layer having radius r and thickness dr and confined by surfaces having uniform permeability k. Fluid filtration proceeds radially. According to the linear filtration law, the total flow rate Q through a unit area F is equal to

(1)

where k is permeability; F is fluid filtration area, F=2πrh; μ is dynamic viscosity of formation fluid; is the radial pressure gradient. Let us rewrite equation (1) in the following form

(2)

After dividing the variables, we obtain

(3)

– радиальный градиент давления.

22 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Уравнение (1) перепишем в виде

(2)

Разделив переменные, запишем

(3)

Figure 1. formation pressure curve in the borehole environment at native formation permeability k; Рпл – formation pressure; Рз(к) – bottom hole pressure; rc – wellbore radius; Rк – radius of external boundary; h – formation thickness. Integrating this equation provides the following results Рис. 1 Кривая изменения пластового давления в околоскважинном пространстве при естественной проницаемости пласта k; Рпл – пластовое давление; Рз(к) – забойное давление; rc - радиус скважины; Rк – радиус контура питания скважины; h – мощность пласта.

(4)

Inserting the values of the variables at the wall boundary of section dr, specifically, at r = Rк, Р = Рпл, at r = rc, Р = Рз(к) into equation (4), we obtain the following two equations

(5)

(6)

Интегрирование этого уравнения дает

(4)

Подставляя значения переменных на границах стенки участка dr, а именно при r = Rк, Р = Рпл, при r = rc, Р = Рз(к) в уравнение (4), получим следующие два уравнения (5)

(6)

где Рз(к) – давление у стенки скважины (забойное давление) при естественной проницаемости k пласта. Вычитая из уравнения (5) уравнение (6), находим потери давления при фильтрации пластовой жидкости www.rogtecmagazine.com

where Рз(к) is pressure at the well bore (bottomhole pressure) at native formation permeability k. Deducting equation (6) from equation (5), we obtain pressure loss during formation fluid filtration into the well.

(7)

(8)

Hence, during fluid filtration, pressure difference in the borehole environment is directly proportional to the natural logarithm of the ratio of the radius of the external boundary Rк to the well radius rc and inversely proportional to the formation permeability k.

ROGTEC 23

РАЗВЕДКА в скважину

(7)

(8)

Следовательно, перепад давления в околоскважинном пространстве при фильтрации жидкости прямо пропорционален натуральному логарифму отношения радиуса контура питания пласта Rк к радиусу скважины rc, и обратно пропорционален коэффициенту проницаемости k пласта. Следует отметить, что вывод уравнения (8) аналогичен выводу уравнения теплопроводности цилиндрической стенки [2], а в теории однофазной фильтрации уравнение (8) называется формулой Дюпюи. Уравнение (8) представляет собой уравнение логарифмической кривой, следовательно, при фильтрации жидкости через пласт с постоянной (естественной) проницаемостью k, давление пласта Рпл уменьшается по логарифмической кривой (см. рис. 1). Для дальнейших рассуждений логарифмическую кривую снижения давления из рис. 1 перенесем на рис. 2 и 3 (кривая 1). Ухудшение проницаемости околоскважинного пространства от k до ks приводит к снижению забойного давления от Рз(к) до Рз(кs) на величину ∆Рs (см. рис. 2), где Рз(к) – забойное давление при естественной проницаемости k пласта, а Рз(кs) – забойное давление при ухудшенной проницаемости ks пласта. Давление пласта Рпл в контуре питания при Rк = Rs равно РRs.

It should be noted that the development of equation (8) is similar to that of the thermal conductivity equation of a cylindrical wall [2], and in the single-phase filtration theory, equation (8) is referred to as the Dupuis formula. Equation (8) is a logarithmic curve equation, hence during fluid filtration through the formation with a constant (native) permeability k, the formation pressure Рпл decreases along the logarithmic curve (see fig. 1). For further analysis, the logarithmic curve of pressure drop from fig. 1 is transferred to fig. 2 and 3 (curve 1). Degradation of the borehole environment permeability from k to ks reduces the bottomhole pressure from Рз(к) to Рз(кs) by the value of ∆Рs (see fig. 2) where Рз(к) is the bottomhole pressure at the native formation permeability and k and Рз(кs) is the bottomhole pressure at the degraded formation permeability, ks. The formation pressure Рпл within the external boundary at Rк = Rs is equal to РRs. Curve 1 describes the pressure drop of the formation during fluid filtration in the borehole environment at its original permeability k, so equation (8) will look as follows

Curve 2 describes the formation pressure drop during fluid filtration with degraded formation permeability ks, so equation (8) will look as follows

(81)

Кривая 2 характеризует падение пластового давления при фильтрации жидкости с ухудшенной проницаемостью пласта ks, следовательно, уравнение (8) примет вид

24 ROGTEC

(10)

The formation pressure drop ∆Р(ks) in the skin layer will give (see fig. 2 and formula (9)) ∆Р(ks) = РRs – Рз(ks)

(9)

The pressure difference ∆Рs, obtained through the value difference between Рз(к) and Рз(кs) (see fig. 2), is the result of the skin factor S, that is ∆Рs = Рз(k) – Рз(ks)

Кривая 1 характеризует падение пластового давления при фильтрации жидкости в околоскважинном пространстве с естественной проницаемостью k пласта, следовательно, уравнение (8) примет вид

(81)

(11)

The bottomhole pressure drop by the value of ∆Рs is proportional to the skin factor S, hence ∆ Ps = (PRs – Pз(ks)) S .

(12)

Using equations (9) and (12), we can write down the www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

(9)

Перепад давления ΔРs, полученный разностью значений между Рз(к) и Рз(кs) (см. рис. 2), является результатом скин–фактора S, т. е. ∆Рs = Рз(k) – Рз(ks)

(10)

Падение пластового давления ∆Р(ks) в скин-слое составит (см. рис.2 и формулу (9) ∆Р(ks) = РRs – Рз(ks)

(11)

Падение забойного давления на величину ∆Рs пропорционально скин-фактору S, следовательно ∆ Ps = (PRs – Pз(ks)) S .

(13) Deducting equation (8’) from equation (9) provides the difference in pressure loss between the formation with disturbed permeability and the one with its original permeability.

(12)

Пользуясь уравнениями (9) и (12), запишем падение забойного давления в результате нарушения проницаемости пласта

bottomhole pressure drop caused by the formation permeability disturbance as

(13)

(14)

borehole environment at blocked permeability ks borehole environment at natural permeability k

Вычитая из уравнения (9) уравнение (8’), получим разницу в потерях давления в пласте с нарушенной и естественной проницаемостью

или (14) Околоскважинное пространство с ухудшенной проницаемостью ks пласта Околоскважинное пространство с естественной проницаемостью k пласта

Рис. 2. Схема для вывода формулы скин-фактора: 1кривая изменения пластового давления при естественной проницаемости пласта; 2- кривая изменения пластового давления при ухудшенной проницаемости пласта. k – коэффициент естественной проницаемости пласта; ks - коэффициент ухудшенной проницаемости пласта; РRs – пластовое давление на контуре питания; Рз(ks) – забойное давление при ухудшенной проницаемости пласта; Rs – радиус нарушений проницаемости; h – мощность пласта. www.rogtecmagazine.com

Figure 2. derivation of the skin-effect formula: 1 formation pressure curve at native formation permeability; 2 - formation pressure curve at blocked formation permeability; k – native formation permeability coefficient; ks - blocked formation permeability coefficient; РRs – formation pressure on external boundary; Рз(ks) – bottom hole pressure at blocked formation permeability; Rs – formation damage zone radius; h – formation thickness. Equating the right parts of equations (13) and (14), we obtain

(15)

ROGTEC 25

РАЗВЕДКА Приравнивая правые части уравнений (13) и (14), имеем

from (15) a formula for calculating the skin factor value:

1.1. Developing the skin factor formula taking into account pressure loss within the external boundary borehole and skin layer More compelling is deriving the skin factor equation with account of pressure loss during plano-radial filtration of formation fluid within the external boundary interval (Rk-Rs) at the formation permeability к and in the skin layer (Rs-rc) at the permeability ks (see fig. 3).

(15) Из (15) получим формулу для вычисления значения скин – фактора:

(16)

1.1.Вывод формулы скин-фактора с учетом потери давления в контуре питания скважины и скин-слое Более привлекательным является вывод уравнения скин-фактора с учетом потери давления при плоскорадиальной фильтрации пластовой жидкости в интервале контура питания (Rk-Rs) с проницаемостью пласта к и в скин-слое (Rs-rc) с проницаемостью ks (см. рис. 3). При этом общий перепад давления в околоскважинном пространстве составит

(17)

Потери давления в контуре питания с проницае-мостью к составит

(18)

(16)

In this case, the general pressure difference in the borehole environment will be:

(17)

Pressure loss within the external boundary at permeability к will be:

(18)

Pressure loss in the skin layer will be:

(19)

Inserting values (18) and (19) into (17), we obtain:

Потери давления в скин-слое составит (19) Подставляя значения (18) и (19) в (17), получим (20)

Pressure loss in the borehole environment at the original formation permeability (curve 1) will be

(20) Потери давления в околоскважинном пространстве при естественной проницаемости пласта (кривая 1) составят

26 ROGTEC

(21)

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Coming Soon!

The Regions Leading Media Source for Power Generation Launching February 2010 6500 Copies Distributed Bi-Annually Backed by the Regions Leading Authorities Print & Digital Issues Unparalleled Market Penetration

DONâ&#x20AC;&#x2122;T MISS OUT!

info@powertecrussia.com

www.powertecrussia.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 27

РАЗВЕДКА

borehole environment at blocked formation permeability ks

(21)

borehole environment at native formation permeability k

Околоскважинное пространство с ухудшенной проницаемостью ks пласта Околоскважинное пространство с естественной проницаемостью k пласта

Figure 3. Рпл – formation pressure at closed boundary; Rк – radius of external boundary; (other symbols are shown in Figure 2). Рис. 3. Рпл – пластовое давление в контуре питания при отсутствии притока; Rк – радиус контура питания; (остальные обоначения см. на рис.2).

Deducting (21) from (20), we obtain pressure loss ΔРs in the skin layer:

Вычитая (21) из (20), получим потери давления ΔРs в скин-слое

(22) Using equation (12) we can determine:

(22) Пользуясь уравнением (12), запишем

(23)

Inserting (19) and (22) into (23), we obtain:

(23) Подставляя (19) и (22) в (23), получим or

28 ROGTEC

(24) www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION 1.2. Effect of the skin layer contamination radius and permeability disturbance on the fluid influx value Let us consider the ratio of pressure loss ΔРs in the skin layer (22) to pressure loss in the absence of a skin layer (Рпл – Рз(к)) (21).

или

(24)

1.2. Влияние скин-слоя (радиуса загрязнения) и нарушение проницаемости на величину притока жидкости в скважину Рассмотрим отношение потери давления ΔРs в скинслое (22) к потери давления при отсутствии скин-слоя (Рпл – Рз(к)) (21).

(25)

(26)

(25)

where Qж(кs) is fluid influx at formation permeability кs, i.e. in the presence of a skin layer.

где Qж(кs) - приток жидкости при проницаемости пласта кs, т. е. при наличии скин-слоя.

(26)

where Qж(кs) is fluid influx at the formation permeability к, i.e., in the absence of a skin layer.

где Qж(к) – приток жидкости при проницаемости пласта к, т. е. при отсутствии скин-слоя.

Компания BEL Valves выпускает вентили, клапаны, исполнительные механизмы и регулирующие устройства для нефтегазовой отрасли, сосредотачивая свои основные усилия на устройствах высокого давления с высоким уровнем интеграции. Изготавливаемые на заказ изделия удовлетворяют повышенным требованиям по применению, жестким критериям по выбросу загрязняющих веществ в атмосферу и всем основным отраслевым нормам и стандартам – для диаметров от ½ дюйма до 42 дюймов, для давлений до 16 500 фунтов на квадратный дюйм, для морских глубин до 3000 метров и для широкого ассортимента материалов для работы как с бессернистыми или малосернистыми, так и сероводородными нефтепродуктами – пригодных для использования в условиях высоких давлений и температур. www.belvalves.com BEL Valves, подразделение British Engines Ltd.

Головной офис BEL Valves St. Peters, Newcastle Upon Tyne, NE6 1BS, UK / Великобритания Тел: +44 (0) 191 265 9091, факс: +44 (0) 191 276 3244 Электронная почта: sales@belvalves.com

П р е в о с ход н а я т ех н и к а в е н т и л е й

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ • КАНАДА • НОРВЕГИЯ • США - ЕВРОПА • БРАЗИЛИЯ • БЛИЖНИЙ ВОСТОК • АФРИКА • РОССИЯ И СНГ

РАЗВЕДКА

(27)

Из анализа безразмерного выражения (27) следует важный вывод, что в снижение притока главный вклад вносит ухудшение проницаемости пласта, а радиус загрязнения (скин-слой) на приток влияет логарифмически, т.е. незначительно по сравнению с ухудшением проницаемости.

(27)

1.3. Некоторые неточности, допущенные в вопросах гидродинамики нефтяного пласта при выводе формулы Skin Effect (1949) Van Everdingen A.F., Hurst N.(1949) [4]

МуфазаловР.Ш.

(формула13)

(1)

The analysis of dimensionless expression (27) leads to the important conclusion that the formation permeability degradation makes the most important contribution to influx reduction and the contamination radius (skin layer) affects influx logarithmically, i.e. insignificantly compared to permeability degradation. 1.3. Oil Formation Problems: Errors committed during calculation of the skin effect formula (1949) Van Everdingen A. F., Hurst N.(1949)

Mufazalov R. Sh.

(formula 13)

(1) (1)

Разница в потерях давления с нарушенной и естественной проницаемостью пласта составит [4] и (формула14)

(1)

The difference in pressure loss at the disturbed and original formation permeability will give [4] and (formula 14) is

(2) (2) Решая совместно (1) и (2), получена формула (3) для расчета Скин-фактора S Hawkin M.F. (1956)

Муфазалов Р.Ш.

Jointly solving formula’s (1) and (2) (3) for calculating Skin Factor S

(формула16)

Hawkin M. F. (1956) (3)

Mufazalov R. Sh (3)

Так как

(formula 16)

(3) (3)

, область принадлежности S Since

Анализ формулы (1) V. Everdingen A. F. и Hurst N. показывает что, во-первых, по закону гидродинамики нефтяного пласта, при фильтрации жидкости значение ΔРS имеет логарифмическую природу, т.е. ΔРS снижается по логарифмической кривой, а в формуле (1) V. Everdingen A. F. и Hurst N. (см. табл.) это не учтено. Эта ошибка внесла в значение S неопределенность и ± ∞. Во-вторых, согласно формуле(1) V.Everdingen A.F.и Hurst N., потери забойного давления ΔРS не зависит от радиуса нарушения проницаемости пласта (скин-слоя), это противоречит законам гидродинамики пласта и занижает реальное значение S, с чем нельзя согласиться. В-третьих, в формуле (1) при определении ΔРS не учтен коэффициент проницаемости ks скинзоны. Эта ошибка привела к полному искажению

30 ROGTEC

the belonging domain of S is

According to the Van Everdingen and Hurst formula (1), the bottomhole pressure loss due to the presence of a skin layer does not depend on the permeability disturbance radius (skin layer). This undoubtedly contradicts the hydrodynamic laws relating to formations. Secondly, according to the same laws, the value changes along a logarithmical curve during fluid filtration, which is disputed in formula (1). Thirdly, the skin layer permeability ski is disregarded in its determination. Mathematical logic was ignored in the Van Everdingen and Hurst formula (1), and the above mentioned errors were made. Using the erroneous formula and solving (1) and (2) together, M. F. Hawkin obtained erroneous formula (3) which is currently known in education and scientific literature as the Hawkins formula. According to this formula, S can www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION значения S. Таким образом, при выводе формулы (1) V.Everdingen A.F. и Hurst N. (1949) нарушена математическая логика и допущены серьезные ошибки. Hawkin M.F. (1956), используя ошибочную формулу (1) и решая совместно (1) и (2), получил формулу (3) со всеми вышеуказанными ошибками для определения Скин-фактора S , которая вошла в учебную и научную литературу как Hawkins’ formula. Согласно этой формуле, S может принимать значения от минус бесконечности до нуля и от нуля до плюс бесконечности без принадлежности области определения, существования и практического применения. В связи с этим, в предыдущих разделах данной работы подробно и последовательно изложен аналитический вывод формулы зависимости Рs (13) и формулы для расчета Скин-фактора S. В следующих разделах аналитический вывод формулы S подтверждается выводом формулы S через индикаторные линии «дебитдавление», «дебит-уровень» и по значениям забойного давления и потенциального дебита и, как следствие, приводится обобщенная формула (58) для определения значения S.

assume values from minus infinity to zero and from zero to plus infinity without belonging to the domain of definition, existence and practical application. In this connection, a detailed and consistent presentation of the analytical development of the ΔРS dependence formula (13) and skin factor calculation formula was given in the previous sections of this paper. 2. Developing the skin factor formula through indicator lines P=f(Qж) and h=f(Qж) Let us consider the geometrical interpretation of the joint operation of a formation and a borehole (see fig. 4) in coordinates: Р, h=f(Qж) (for more details see [3 and 7]). 2.1. Developing the skin factor formula through the “flow ratepressure” indicator lines at Рз=const и hд=const Fluid influx productivity at the original formation, К is:

(designations in fig. 4) (28)

2. Вывод формулы скин–фактора через индикаторные линии P=f(Qж) и h=f(Qж) Рассмотрим геометрическую интерпретацию совместной работы пласта и скважины (см. рис. 4) в координатах: Р, h=f(Qж), (более подробно см. [3 и 7]). 2.1. Вывод формулы скин-фактора через индикаторные линии «дебит-давление» при Рз=const и hд=const Приток жидкости при естественной продуктивности пласта К:

(обозначения на рис.4). (28)

Приток при ухудшенной продуктивности пласта Кs (29) Снижение притока жидкости ΔQж в скважину в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs:

(30)

Так как снижение притока жидкости в скважину пропорционально скин-фактору, введем обозначение

(31)

www.rogtecmagazine.com

Figure 4. Geometrical representation of the boreholeformation correlation to calculate the skin-effect if Рзconst and hд - const: 1: indicator line Рз = f(Qж(к)); 2: indicator line Рз = f (Qж(кs)); 3: indicator line hд = f (Qж(к)); 4: indicator line hд = f (Qж(кs)); К – productivity index with natural formation permeability; Кs – productivity index with blocked formation permeability; Qж(к) – fluid influx at formation productivity К; Qж(кs) – fluid influx at formation productivity Кs; ΔQж – fluid influx reduction due to productivity degradation from К to Кs; hст – static fluid level in the borehole; hд – dynamic fluid level in the borehole; Qпот(к) – potential influx rate at formation productivity К; Qпот(кs) - potential influx rate at formation productivity Кs; L0 – well depth to top perforations;

ROGTEC 31

РАЗВЕДКА Fluid influx at the degraded formation productivity Кs is:

(29)

Fluid influx reduction ΔQж caused by the formation productivity degradation from К до Кs is:

(30)

Because the fluid influx reduction is proportional to the skin factor, we will introduce the following term

(31)

Inserting (28) and (30) into (31), we obtain Рис. 4. Геометрическая интерпретация совместной работы пласта и скважины для определения скинфактора при Рз-const и hд - const: 1- индикаторная линия Рз = f(Qж(к)); 2- индикаторная линия Рз = f (Qж(кs)); 3- индикаторная линия hд = f (Qж(к)); 4 - индикаторная линия hд = f (Qж(кs)); К – коэффициент продуктивности при естественной проницаемости пласта; Кs – коэффициент продуктивности при ухудшенной проницаемости пласта; Qж(к)– приток жидкости при продуктивности пласта К; Qж(кs) – приток жидкости при продуктивности пласта Кs; ΔQж – снижение притока в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs; hст – статический уровень жидкости в скважине; hд – динамический уровень в скважине; Qпот(к) – потенциальный приток при продуктивности пласта К; Qпот(кs) – потенциальный приток при продуктивности пласта Кs; L0 – глубина скважины до верхних перфорационных отверстий. Подставляя (28) и (30) в (31), получим

(32)

2.2. Developing the skin factor formula through the “flow ratelevel” indicator lines at Qж=const (see fig. 5) Fluid influx Qж at the natural formation productivity К will be .

(34)

With permanent drainage, the productivity degradation from К to Кs causes the dynamic level to decrease from hд(к) to hд(кs), hence:

(35)

Using (34) and (35), we determine dynamic levels at productivities К and Кs: или

2.2. Вывод формулы скин-фактора через индикаторные линии «дебит-уровень» при Qж=const (см. рис. 5) Приток жидкости Qж при естественной продуктивности пласта К составит

32 ROGTEC

(36)

(37)

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION The dynamic level drop Δhд gives

(38)

Inserting values (36) and (37) into (38), we obtain

(39)

The dynamic level drop by the value of Δhд is proportional to the skin factor S, We introduce the term (40)

Using equation (37), we write down Рис. 5. Географическая интерпретация совместной работы пласта и скважины для определения скинфактора при Qж-const: 1- индикаторная линия Рз = f(Qж(к)); 2- индикаторная линия Рз = f (Qж(кs)); 3 - индикаторная линия hд = f (Qж(к)); 4 - индикаторная линия hд = f (Qж(кs)); К - коэффициент продуктивности при естественной проницаемости пласта; Кs – коэффициент продуктивности при ухудшенной проницаемости пласта; Qж – приток пластовой жидкости в скважину; hст – статический уровень жидкости в скважине; hд(к) – динамический уровень жидкости при продуктивности пласта К; hд(кs) – динамический уровень жидкости при продуктивности пласта Кs, Δhд – снижение динамического уровня в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs, L0 – глубина скважины до верхних перфорационных отверстий.

(35)

Пользуясь (34) и (35), определим динамические уровни при коэффициентах продуктивности К и Кs:

www.rogtecmagazine.com

(36)

(41)

(34)

При постоянстве отбора жидкости ухудшение продуктивности от К до Кs приводит к снижению динамического уровня от hд(к) до hд(кs), следовательно:

Figure 5. Geometrical representation of the boreholeformation correlation to calculate the skin-effect if Qж-const: 1: indicator line Рз = f (Qж(к)); 2: indicator line Рз = f (Qж(кs)); 3: indicator line hд = f (Qж(к)); 4 - indicator line hд = f (Qж(кs)); К - productivity index at natural formation permeability; Кs - productivity index at blocked formation permeability; Qж - formation fluid influx into the borehole; hст - static fluid level in the borehole; hд(к) - dynamic fluid level at formation productivity К; hд(к) - dynamic fluid level at formation productivity Кs, Δhд - fall of dynamic fluid level due to formation productivity degradation from К to Кs; L0 - well depth to top perforations;

ROGTEC 33

РАЗВЕДКА Inserting (39) and (41) into (40) provides

(37)

Падение динамического уровня Δhд составит

(38)

(42)

Подставляя значения (36) и (37) в (38), получим

(39)

Падение динамического уровня на величину Δhд пропорционально скин-фактору S, введем обозначение (40)

2.3. Developing the skin factor formula through the value of the bottomhole pressure at Qж=const Let us write down the fluid influx Qж equation at the productivity values К and Кs in the form of (see fig. 5)

(43)

(44)

The bottomhole pressure Рз(к) at the natural formation productivity К is determined from formula (43):

(45)

Пользуясь уравнением (37), запишем

(41)

The bottomhole pressure Рз(кs) at the degraded formation productivity Кs, i.e., in the presence of a skin layer, is determined from formula (44)

После подстановки (39) и (41) в (40) получим

(46)

At a constant drainage, the formation productivity degradation from К to Кs causes bottomhole pressure to drop from Рз(к) to Рз(кs).

The bottomhole pressure drop ΔРз will be

(42)

2.3. Вывод формулы скин-фактора по значению забойного давления при Qж=const Уравнение притока жидкости Qж при значениях продуктивности К и Кs, запишем в виде (см. рис. 5)

(43)

(44)

34 ROGTEC

(47)

Inserting the values Рз(к) and Рз(кs) into (47), we obtain

(48)

The bottomhole pressure drop by the value of ΔРз is proportional to the skin factor S. ∆Рз = (Рпл – Рз(кs) ) S.

Из формулы (43) определяем забойное давление Рз(к) при естественной продуктивности пласта К:

(49)

(45)

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Из формулы (44) определяем забойное давление Рз(кs) при ухудшенной продуктивности пласта Кs ,т.е. при наличии скин - слоя

From formula (44) we write down

(50)

(46) Inserting the values from (48) and (50) into (49), we obtain

При постоянстве отбора жидкости ухудшение продуктивности пласта от К до Кs приводит к падению забойного давления от Рз(к) до Рз(кs).

(51)

Падение забойного давления ΔРз составит

(47)

Подставляя значения Рз(к) и Рз(кs) в (47), получим

(48)

Падение забойного давления на величину ΔРз пропорционально скин-фактору S.

2.4. Developing the skin factor formula through the primary production potential value (see fig. 6) The primary production potential of a well is a potential that can be obtained at Рз=0. In this case, the dynamic level of borehole fluid sinks to the top perforations, i.e. hд=L0. The formation pressure remains unchanged, Рпл=const. It follows from the influx equation that the primary production potential К will be

∆Рз = (Рпл – Рз(кs) ) S.

или

(52)

(49) In the presence of a skin layer, the productivity falls from К to Кs, so the primary production potential will be

Из формулы (44) запишем

(53)

The reduction of the primary production potential Qпот due to the formation productivity degradation from К to Кs will make

(50)

Подставляя значения из (48) и (50) в (49), получим

(51)

(54)

The reduction of the primary production potential by the value of is proportional to the skin factor S

2.4. Вывод формулы скин–фактора по значению потенциального дебита (см. рис.6) Потенциальным дебитом скважины называется дебит, который может быть получен при Рз=0. Динамический уровень скважинной жидкости при этом снижается до верхних перфорационных отверстий т.е. hд=L0. Пластовое давление остается без изменения, Рпл=const.

Из уравнения притока потенциальный дебит при коэффициенте продуктивности К составит

www.rogtecmagazine.com

(55)

Inserting values (52) and (54) into (55), we obtain:

(56)

ROGTEC 35

РАЗВЕДКА

(52)

При наличии скин–слоя коэффициент продуктивности падает от К до Кs, тогда потенциальный дебит составит

(53)

Снижение потенциального дебита Qпот в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs составит

(54)

Снижение потенциального дебита на величину Qпот пропорционально скин–фактору S , или

(55)

Подставляя значение (52) и (54) в (55), получим

или

(56)

3. Формула Тима В уравнениях (16) и (24) отношение является относительной проницаемостью, а в (33),(42), (51) и (56) -относительной продуктивностью пласта. На основе анализа вышеуказанных формул и формул (12), (23), (31), (40) и (55) можно сделать важный вывод, что снижение проницаемости продуктивного пласта является результатом скин–фактора S и, как следствие, это приводит к снижению продуктивности пласта, падению забойного давления и динамического уровня жидкости, снижению притока и потенциального дебита, а безразмерные относительные их величины равны между собой

(57)

На основе (57) запишем обобщенную формулу для определения значения скин – фактора:

36 ROGTEC

Fig. 6. Overall representation of the borehole-formation correlation to calculate the skin-effect: 1: indicator line Рз = f (Qж(к)); 2: indicator line Рз = f (Qж(кs)); 3: indicator line hд = f (Qж(к)); 4: indicator line hд = f (Qж(кs)); К – productivity index at natural formation permeability; Кs – productivity index at blocked formation permeability; Qж(кs) – fluid influx at formation productivity К; Qж(кs) - fluid influx at formation productivity Кs; ΔQж – fluid influx reduction due to formation productivity degradation from К to Кs; hст – static fluid level in the borehole; hд(к) – dynamic fluid level at formation productivity К; hд(кs) - dynamic fluid level at formation productivity Кs; Δhд – dynamic fluid influx reduction due to formation productivity degradation from К to Кs; L0 – well depth to top perforations; ΔРз – bottom-hole pressure drop caused by productivity degradation from К to Кs; Qпот(к) – potential output rate at productivity impairment К; Qпот(кs) - potential output rate at productivity impairment Кs; ΔQпот – potential output loss due to productivity degradation from К to Кs; 3. Tim formula In equations (16) and (24), the ratio is the relative permeability and in (33),(42), (51) and (56), is the relative formation productivity. The analysis of the above-mentioned formulas and formulas (12), (23), (31), (40) and (55) leads to the important conclusion that the reduction of the productive formation permeability is caused by the skin factor which, as a consequence, leads to the a drop in bottomhole pressure and fluid level, reduction of fluid influx and primary production potential, and their dimensionless relative values are equal to each other. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

(57)

Based on (57), we can write down a generalized formula for determining the skin factor value:

(58)*

* Because this paper has been written by “Timurneftegas”, we recommend introducing formula (58) into scientific and education literature under the name of the “Tim Formula”. Рис. 6. Полная интерпретация совместной работы пласта и скважины для определения скин-фактора: 1- индикаторная линия Рз = f (Qж(к)) ; 2- индикаторная линия Рз = f (Qж(кs)) ; 3- индикаторная линия hд = f (Qж(к)) ; 4- индикаторная линия hд = f (Qж(кs)) ; К – коэффициент продуктивности при естественной проницаемости пласта; Кs – коэффициент продуктивности при ухудшенной проницаемости пласта; Qж(кs) – приток жидкости при продуктивности пласта К; Qж(кs) – приток жидкости при продуктивности пласта Кs; ΔQж - снижение притока в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs; hст - статический уровень жидкости в скважине; hд(к) - динамический уровень при продуктивности пласта К; hд(кs) - динамический уровень при продуктивности пласта Кs; Δhд – снижение динамического уровня в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs; L0 - глубина скважины до верхних перфорационных отверстий; ΔРз – падение забойного давления в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs; Qпот(к) – потенциальный дебит при продуктивности пласта К; Qпот(кs) - потенциальный дебит при продуктивности пласта Кs; ΔQпот - снижение потенциального дебита в результате ухудшения продуктивности пласта от К до Кs.

(58)*

* Поскольку данная работа выполнена в научно – производственной фирме «Тимурнефтегаз», мы рекомендуем

www.rogtecmagazine.com

Conclusion The analysis of formulas (16), (24), (42), (51) and (56) allows the following conclusions: the numerical value of the skin factor S is a dimensionless quantity;

» »

the numerical value of the skin factor S only has a positive quantity;

» the domain of definition of S (belonging) S (0,1]; » the domain of existence of S, 0<S≤1; » at К =К, the skin factor S is absent (the case in which a

s formation is not disturbed);

at Кs=0 the skin factor assumes a maximum value, i.e. S=1 (the case in which the formation is absolutely impermeable). The skin factor is a complex parameter which integrally reflects all kinds of collector disturbance mechanisms affecting the degradation of the permeability and porosity of the productive formation borehole environment and the reduction of the formation water influx. The skin factor has a huge negative effect at all stages of a hydrocarbon deposit - from reservoir engineering to well abandonment: at the engineering stage, the skin factor is taken into account as introduced design errors;

ROGTEC 37

РАЗВЕДКА ввести формулу (58) в научную и учебную литературу под наименованием «Формула Тима»

Заключение На основе анализа формул (16), (24), (42), (51) и (56) можно сделать следующие выводы: числовое значение скин–фактора S представляет безразмерную величину; числовое значение скин–фактора S имеет только положительную величину; область определения S (принадлежность) S (0,1]; область существования S, 0<S≤1; при Кs=К скин–фактор S отсутствует (случай, когда пласт не имеет нарушений); при Кs=0 скин–фактор принимает максимальное значение, т. е. S=1 (случай, когда пласт абсолютно непроницаемый).

» » » » » »

Скин-фактор – комплексный параметр, отражающий интегрально все виды механизмов нарушения коллектора, влияющих на ухудшение проницаемости и пористости околоскважинного пространства продуктивного пласта и на снижение притока пластовой жидкости. Скин-фактор вносит свой огромный негативный вклад на всех этапах жизни месторождения - начиная от проектирования разработки и завершая его списанием: в стадии проектирования разработки месторождения скин-фактор закладывается в виде допущенных ошибок проектирования; в стадии строительства и разработки месторождения скин-фактор обеспечивается в виде реализованных ошибок проектирования; в стадии эксплуатации месторождения скин-фактор реализуется в виде огромных невозобновляемых затрат на эксплуатацию месторождения с необратимыми нарушениями параметров пласта и на восстановление разрушенной гидрогеоэкологии.

» » »

Список литературы 1. Закиров С. Н., Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторо-ждений. - М.: Струна,1998.- 628с. 2. Михеев М. А., Основы теплопередачи: Учебник для вузов. – М.: Госэнергоиздат, 1949.-396с. 3. Муфазалов Р. Ш., Муслимов Р. Х. , Бурцев И. Б., Гидромеханика совместной работы пласта, добывающих и нагнетательных скважин: Учебник для вузов. - Казань,2000.-282с. 4. Petroleum production systems / Michael J. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig. – Economides, 1994 by Prentice Hall PTR.

38 ROGTEC

» at the construction and development stage, the

skin factor is is accounted for as current design errors;

» at the production stage, the skin factor is large cost overruns deposit on exploitation with formation disturbances parameters and the restoration of ruined hydroecology.

List of Literature 1. Zakirov, S. N., Development of Gas, Gas Condensate and Oil-Gas Condensate Deposits. – M.: Struna, 1998. – 628 p. 2. Mikheev, M. A., Heat Transmission Foundations: text book for higher education institutions. - M.: Gosenergoizdad, 1949. - 396 p. 3. Mufazalov, R. Sh., Muslimov, R. Kh., Burtsev, I. B. Fluid Mechanics of Joint Work of Formation, Output Wells and Injection Wells : textbook for higher education institutions. - Kazan, 2000. – 282 p. 4.Petroleum Production Systems / Michael J. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig. – Economides, 1994 by Prentice Hall PTR. 5. Sannikov, V. A., Improving the Well Productivity of Jurassic Formations-Collectors / Interval. – 2003. – No 5. – p. 4-18. 6. Reference Manual on Development and Exploitation Engineering of Oil Deposits / Ed. Sh. K. Gimatudinov. - M.: Nedra, 1983. - 455 p. 7. Mufazalov, R. Sh., Fluid Mechanics of Oil Production: training manual for higher education institutions. - M.: Izdatelstvo “Gornaya Kniga”, 205, - 328 p.

5. Санников В. А., Увеличение продуктивности скважин юрских пластов–коллекторов / Интервал.2003. – №5. – С.4 –18. 6. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова. – М.: Недра,1983. – 455с. 7. Муфазалов Р.Ш., Гидромеханика добычи нефти: Учебное пособие для вузов. -М.: Изд-во «Горная книга», 2005, - 328с.

www.rogtecmagazine.com

2010 Offshore Technology Conference ("+ B6N // G:A>6CI E6G@ // =DJHIDC! I:M6H

J^[ E\\i^eh[ J[Y^debe]o 9ed\[h[dY[ ^h i]Z ldgaYÉh [dgZbdhi ZkZci [dg i]Z YZkZadebZci d[ d[[h]dgZ gZhdjgXZh ^c i]Z [^ZaYh d[ Yg^aa^c\! ZmeadgVi^dc! egdYjXi^dc! VcY Zck^gdcbZciVa egdiZXi^dc#

mmm$ejYd[j$eh]%(&'&

H[]_ij[h Dem

ROGTEC

БУРЕНИЕ

Технологии бурения для старых месторождений ROGTEC беседует с экспертами отрасли

Drilling Technologies for Brownfield Development ROGTEC Talks ERD with the Industry Heavyweights

Виталий Чубриков Vitaly Chubrikov,

Киеран Фицпатрик Kieran Fitzpatrick

Дэвид, Дж. Бруннерт David J. Brunnert

«Baker Hughes INTEQ», Менеджер по развитию бизнеса, Россия

Менеджер по производству, «Halliburton Sperry Drilling», Россия

Baker Hughes INTEQ, Business Development Manager, Russia

Operations Manager, Halliburton Sperry Drilling, Russia

Вице-президент компании Weatherford International Ltd. по внутрискважинным операциям и КРС

С неотвратимым приближением пика добычи нефти, сегодня около 40% всей мировой нефтедобычи приходится на старые месторождения. В настоящее время и в будущем необходимо понять, каким образом разрабатывать эти месторождения, чтобы поддерживать добычу на необходимом уровне.По самой своей природе старые месторождения станут наиболее крупными имеющимися залежами углеводородов в мире. Продление срока жизни и восстановление месторождений станет первоочередной задачей, на которой будет сосредоточена деятельность компанийоператоров. Развитие старых месторождений охватывает много различных технологий - от инженерных разработок залежей и мониторинга до ГРП и ПНП, рекультивации земель, интеллектуальных систем добычи и мониторинга транспортировки углеводородов. В данной дискуссии рассматривается исключительно роль систем для бурения в увеличении отдачи от месторождений. Как в настоящее время операторы в России применяют технологии бурения для повышения эффективности эксплуатации месторождений? Виталий Чубриков: При разработке стратегии постройки скважин на старых месторождениях

0 ROGTEC

Vice President: Intervention Services, Weatherford International Ltd.

With the age of peak oil perpetually drawing nearer, around 40% of the world’s oil today is produced from brownfields. Currently and in the future there is a need to understand how to develope these fields in order to sustain production. Brownfields by their very nature will become the largest available hydrocarbon deposits in the world. Extending field life and recovery will become the primary focus of many operators. Brownfield development encompasses many different technologies, from reservoir engineering and monitoring to fracturing and stimulation, remediation, intelligent well systems and flow monitoring. This discussion is exclusively looking at the drilling systems aspect to increasing field potential. How are operators in Russia currently employing drilling technologies to improve their brownfield performance? Vitaly Chubrikov: The need for drilling efficiency, along with geological uncertainties, are becoming focus areas for operators that drive their well construction strategies in Brownfields. Many drilling contractors are adding new mobile rigs to their fleets and implementing operational process improvements to reduce NPT. The rig contractors are also upgrading existing fleets with equipment such as pumps, solids control and top drives that enhance the value added by technology based on the requirements of operators. The contractors are working with oil companies www.rogtecmagazine.com

DRILLING нефтедобывающие компании в основном руководствуются потребностью в эффективности бурения в сочетании с геологической неопределенностью. Многие буровые подрядчики добавляют к парку оборудования новые передвижные буровые установки и совершенствуют производственные процессы с целью сокращения непроизводительного времени. Буровые подрядчики обновляют существующие парки бурового оборудования, в том числе и мобильных буровых установок, проводят модернизацию существующих установок за счет внендрения насосного оборудования, оборудования контроля содержания твердой фазы, верхних силовых приводов, позволяющих повысить отдачу от технологии в соответствии с требованиями нефтедобывающих компаний. Подрядчики в сотрудничестве с нефтедобывающими и обслуживающими компаниями применяют такие буровые технологии, как программы с использованием алмазных долот типа PDC, щадящих буровых растворов для вскрытия пласта, профилированных винтовых забойных двигателей, роторных управляемых систем, инструментов для каротажа в процессе бурения, перeдающих данные исследования пластов в режиме реального времени, геонавигации и технологий контроля параметров бурения. Роторные управляемые системы и геологические и данные каротажа в процессе бурения, регистрируемые в непосредственной близости от долота, помогают специалистам нефтяных компаний-операторов наиболее оптимально провести траекторию ствола скважины с целью извлечения неизвлеченных запасов на зрелых месторождениях. Киеран Фицпатрик: Операторы в России применяют большой спектр технологий бурения для продления сроков эксплуатации старых месторождений, которые начинали разрабатываться еще в советское время. Сюда входят: » Строительство больших по размеру кустов с дополнительным количеством скважин с большим отходом для сокращения затрат на скважину по кусту, дороги, инфраструктура, оборудование для добычи. » Бурение новых глубоких скважин на нижезалегающие горизонты, которые открыты благодаря современным сейсмическим технологиям или разведочному бурению или на месторождениях, которые раньше считались экономически невыгодными для разработки. » Использование скважин с большим отходом для извлечения УВ с ранее недоступных залежей (офшор, под озером, рекой). » Бурение бокового ствола из выработанной или законсервированной скважины для добычи нефти из продуктивного пласта, расположенного над www.rogtecmagazine.com

and service companies to apply drilling technologies such as engineered programs with PDC bits, non-damaging drilling fluids, pre-countered mud motors, Rotary Steerable Systems, LWD tools with real-time reservoir data and geosteering techniques. Rotary Steerable systems and near bit geologic and reservoir data help operators to optimize well placement to recover by-passed reserves in Brownfields. Kieran Fitzpatrick: Operators in Russia are using a variety of drilling technologies to extend the life of old fields that were initially developed during Soviet times. These include: » Building larger pads with additional longer reach wells to reduce cost per well for the pad, roads, service infrastructure and production facilities » Drilling new infill wells beneath old fields to access deeper targets identified by modern seismic techniques or exploratory drilling, or in fields that were previously deemed uneconomic to develop » Use extended reach drilling to develop previously inaccessible reserves, e.g. extensions of fields offshore or under lakes and rivers » Sidetrack depleted or abandoned wells to reach rim or attic oil, as well as previously untapped fault blocks or traps » Use under balanced or managed pressure drilling to minimize reservoir damage and remove the additional costs of large frac jobs » Use coiled tubing drilling or radial drilling (lateral jet drilling) techniques to reduce rig mobilization and drilling costs for slim hole sidetracks » Use steam assisted gravity drainage (SAGD) wells in shallow, heavy oil reservoirs » Drill multilateral wells in order to minimize surface footprint, as well as reduce construction and production facility costs » Geosteer within thin oil bands in order to increase hydrocarbon section length » Reduce drilling days by optimized use of modern drilling equipment, fluids and hydraulics to drive down development drilling costs David Brunnert: Advances and cost reductions in drilling technology are dramatically changing the situation. Reserves that used to be uneconomical to produce are now being considered. The challenge is to balance the cost of premium equipment with its intended benefits. This exercise is not trivial; one should not assume that practices that work at-scale in other markets will automatically work in Russia. Likewise, the scale of the Russian market and the ingenuity of the workforce make some things achievable here that are not achievable elsewhere. What are the key aspects operators should consider when utilizing drilling technologies on brownfield wells? Vitaly Chubrikov: Economics and PI determine the technology selection. Production enhancement and time to recoup investment determine the IRR on capital employed. A strong business case supported by value added technology arguments are required to get AFE’s approved for

ROGTEC 41

БУРЕНИЕ стволом горизонтальной скважины, а так же с невскрытых тектонических участков или ловушек. » Бурение на депрессии или с принудительной подачей инструмента для минимизации нанесения ущерба коллектору сокращения дополнительных затрат на ПНП (большой ГРП). » Использование технологий бурения на гибкой трубе или радиального бурения (гидромониторное бурение боковых стволов) для снижения мобилизационных и операционных затрат на бурение малоразмерных боковых стволов (slim hole sidetracks) » Использование паронагнетательных скважин на неглубоких залежах высоковязкой нефти » Бурение многоствольных скважин для смягчения воздействия на экологию, а также снижение расходов на строительство эксплуатационных сооружений и объектов » Геонавигация по маломощным продуктивным пластам для увеличения площади дренирования УВ » Уменьшение времени бурения методом оптимального использования современного бурильного оборудования, рабочих жидкостей и гидравлики для снижения расходов на бурение Дэвид Бруннерт: Совершенствование буровых технологий и сокращение расходов кардинально изменило ситуацию на рынке. Теперь в расчет принимаются и запасы тех месторождений, которые ранее считались нерентабельными с точки зрения добычи. Основная задача - сбалансировать стоимость используемого оборудования и его предполагаемые преимущества. Намерение это отнюдь не тривиальное. Ошибочно думать, что опыт, который повсеместно применяется на других рынках, может быть автоматически использован и на территории России. С другой стороны, опыт российского рынка и изобретательность местного персонала делает возможным то, что немыслимо где-либо еще. Какие ключевые аспекты должны принимать во внимание операторы, когда применяют технологии бурения на старых месторождениях? Виталий Чубриков: Выбор технологии определяется экономическими факторами и коэффициентом продуктивности. Повышение уровня добычи и время, затраченное на то, чтобы окупить вложения, определяют норму возврата инвестиций на вложенный капитал. Для того чтобы получить разрешение на производство затрат с целью внедрения программ бурения с соответствующими технологиями и оборудованием, необходимо убедительное экономическое обоснование в сочетании с дополнительными технологическими аргументами. Конструкции скважин, итеративная

42 ROGTEC

implementing drilling programs with applicable technologies and equipment. Well designs, interactive engineering, reservoir and production models require collaborative efforts to support the AFE’s. The best solutions come from operators working with drilling contractors and service providers. Kieran Fitzpatrick: Operators should look at all the different drilling technologies available when evaluating methods to enhance or prolong production from old fields. Methods include: » Assign a senior drilling engineer, drilling superintendent and reservoir engineer as a team to continually evaluate new or enhanced drilling technologies for suitability in their reservoirs and to develop a broad solution to reservoir development » Use matrix planning to match the most cost-effective drilling method to the most cost-effective completion method for each reservoir in each field » Determine the smallest diameter completion string that can provide the required production rates, then design the well geometry (including expandable casing and under-reamed hole) and fluids program to achieve that geometry with minimal risk » Gyro re-survey older wells to improve knowledge of well positioning for collision avoidance mainly. » Drive drilling costs and times down by use of technical limit drilling techniques, upgraded rig equipment, new or enhanced drilling technologies and optimized drilling practices. David Brunnert: The key is to understand the risk of the operation. Brownfields, by definition, lack high pressures and/or production rates. Thus, even small errors in execution can render recoverable reserves uneconomic. What is the history of sidetracking to enhance field production in Russia? Vitaly Chubrikov: Sidetracking operations are rapidly growing segment in Russia; most operators do see sidetracking as the economical tool to enhance production in Brownfields. In many cases the cost of sidetracking is considerably lower than the cost of a new drilled well when factoring in the required infrastructure cost such as road access and new pads. The well candidate selection criterion for re-entry is a key element for sidetracking program success. Development of a comprehensive and reliable dynamic field model will help operators gain the most benefit from sidetracking. Recent introduction of under balanced Coiled Tubing Drilling (CTD) technology in W. Siberia has proved to be a commercially viable in some Brownfield applications. It can deliver increased production with reduced formation damage. CTD will likely be more frequently employed in the coming years based on recent positive results. Again good candidate selection is critical to the economic success. www.rogtecmagazine.com

Скважина Скважинассбольшим большимотходом. отходом. Точная Точнаяпроводка проводкаствола. ствола. Цель: Цель:

Бурение Бурение сложной сложной скважины скважины с большим с большим отходом отходом от вертикали от вертикали и глубиной и глубиной по стволу по стволу 7,230 7,230 м. Точная м. Точная геонавигация геонавигация в пласте в пласте малой малой мощности мощности с близким с близким водо-нефтяным водо-нефтяным контактом, контактом, включая включая поворот поворот горизонтальной горизонтальной секции секции по азимуту по азимуту на 135° на 135°

Условия: Условия:

Песчаник Песчаник с пропластками с пропластками кальцита. кальцита. Морское Морское месторождение месторождение Тролл, Тролл, Норвегия. Норвегия.

INTERVIEW

TM TM TM TM c силовой c силовой секцией секцией X-treme X-treme , , Технология: Технология: Роторная Роторная управляемая управляемая система система INTEQ INTEQ AutoTrak AutoTrak TM TM интегрированными интегрированными телесистемами телесистемами MWD/LWD MWD/LWD и секцией и секцией Co-Pilot Co-Pilot для для оптимизации оптимизации процесса процесса бурения бурения в реальном в реальном режиме режиме времени. времени.

Увеличение Увеличение извлекаемых извлекаемых запасов запасов благодаря благодаря вскрытию вскрытию сложнопостроенных сложнопостроенных коллекторов коллекторов с помощью с помощью точной точной проводки проводки горизонтальной горизонтальной секции секции длиной длиной 4,872 4,872 м на м на расстоянии расстоянии 45 см 45 от смводо-нефтяного от водо-нефтяного контакта контакта припри глубине глубине 7,200 7,200 м помстволу по стволу скважины. скважины. Увеличение Увеличение механической механической скорости скорости бурения бурения на 100% на 100% в кальцитовых в кальцитовых пропластках пропластках и 17%-ное и 17%-ное увеличение увеличение проходки проходки на долото на долото за рейс. за рейс.

AutoTrak X-treme and CoPilot are marks of Baker Hughes Incorporated. © 2009 Baker Hughes Incorporated. All rights reserved. AutoTrak X-treme and CoPilot are marks of Baker Hughes Incorporated. © 2009 Baker Hughes Incorporated. All rights reserved.

Решение: Решение:

www.rogtecmagazine.com

Тонкий Тонкий нефтяной нефтяной пласт. пласт. В нем В нем предстоит предстоит пробурить пробурить более более семи семи километров. километров. Найдите Найдите точные, точные, исчерпывающие исчерпывающие ответы ответы на на сайте сайте AnswersWhileDrilling.com/AutoTrak, AnswersWhileDrilling.com/AutoTrak, илиили свяжитесь свяжитесь с нашими с нашими специалистами специалистами в российском в российском представительстве представительстве “Бейкер “Бейкер Хьюз” Хьюз” по телефону по телефону +7 +7 (495) (495) 771-7240 771-7240

ROGTEC 43

БУРЕНИЕ разработка, геологические модели месторождений и разработки требуют усилий в сотрудничестве для получения разрешения на производство затрат. Наилучшие решения принимаются нефтедобывающими компаниями, активно сотрудничающими с буровыми подрядчиками и сервисными компаниями. Киеран Фицпатрик: Операторы должны рассматривать все возможные технологии при оценке методов по ПНП или продления сроков эксплуатации старых месторождений. Методы включают: » Назначение старшего инженера по бурению, суперинтенданта и инженера–разработчика в качестве группы, которая на постоянной основе будет давать оценку новым или модернизированным технологиям для поддержания стабильности залежи и разработки общего решения разработки коллектора. » Использование матричного планирования для соответствия самых экономичных методов бурения с самыми малозатратными технологиями освоения скважин по каждой залежи на каждом отдельно взятом месторождении. » Определение подвески труб для освоения самого малого диаметра, которые обеспечат нужные дебиты, затем проектирование геометрии скважины (включая расширяемые обсадные колонны и расширенный ствол), составление программы по растворам для достижения цели с минимальными рисками » Повторный замер старых скважин гироскопом для того, чтобы лучше знать расположение скважины для недопущения пересечения стволов. » Снижение затрат и времени благодаря использованию методов бурения модернизированного оборудования, новых технологий бурения, усовершенствованных методов. Дэвид Бруннерт: Особенно важно понимать степень риска при осуществлении подобных операций. Зрелые (или истощенные) месторождения, согласно определению, характеризуются недостаточным давлением и/или темпами добычи. Следовательно, даже незначительные просчеты могут привести к отсутствию какого-либо экономического эффекта от добычи. Какова история ЗБС для увеличения добычи в России? (проблемы или успехи) Виталий Чубриков: Забуривание новых стволов – стремительно растущий в России сегмент; большинство компаний опреаторов полагают, что этот экономический инструмент позволяет повысить нефтедобычу на старых месторождениях.

44 ROGTEC

Kieran Fitzpatrick: Re-entry sidetracks on an industrial scale began in 1999 in the Surgut area. The first issues that arose were matching the well bore dogleg severity to the liner capability and the selection of surface and downhole equipment and tools. More recently, under balanced and coiled tubing drilling techniques have been employed. High angle sidetracks drilled from watered out or abandoned wells are now commonplace in many old oilfields. Examples of sidetracking techniques from the giant Samotlor Field in Western Siberia include conventionally drilled sidetracks, typically 142.9 mm (5 5/8”), and coiled tubing drilled sidetracks, typically 123.8 mm (4 7/8”). Other issues associated with these sidetracks include high torque and drag requiring specialty lubricants, and high ECD (equivalent circulating density), which often causes induced fractures and significant downhole drilling fluid losses. David Brunnert: As a technology intended for brownfield development, sidetracking has been used in the former Soviet Union since the 80s. Azerbaijan, the Krasnodar region and West Ukraine were the leaders in its implementation. This is due to the fact that these regions featured mature fields. The technology featured the milling out the section of the casing, using an expandable cutting tool, then drilling the lateral directionally. In the 90s the demand for sidetracking services increased significantly. Several major service companies offered modern sidetracking technologies, using advanced systems, providing “one-run” wipstock set-up and milling off the window. Nowadays there are 4-5 service companies who offer this technology, so the customer can select different technologies, at different prices. The problems today might be with the volume of quality services available for an affordable price. How can sidetracking improve field production? Vitaly Chubrikov: Sidetracking allows for recovery of bypassed reserves by improving reservoir coverage. This is particularly true in tight or highly laminated formations or in water-flood applications where recovery factors are lower than in homogenous permeable formations with natural pressure drive mechanisms. Dynamic field models, good geologic mapping and knowing the reservoir allow for the most hydrocarbons to be produced from a given field. Kieran Fitzpatrick: Sidetracks can usually improve field production in different ways, e.g.: » Use a watered out or abandoned well to access new or bypassed reserves » Geosteer within thin oil bands in order to increase hydrocarbon section length » Use extended reach drilling techniques to reach additional untapped reserves www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 45

БУРЕНИЕ Во многих случаях стоимость забуривания боковых стволов значительно ниже, чем стоимость бурения новой скважины, особенно если учесть требуемые инфраструктурные расходы, такие как устройство подъездных дорог и новых кустовых площадок. Основным элементом успеха программы забуривания новых стволов является критерии отбора скважинкандидатов для повторного выхода. Разработка комплексной и надежной гидродинамической модели месторождения позволяет нефтедобывающим компаниям извлечь максимальную экономическую выгоду из забуривания новых стволов.

» Use under balanced fluids or non-damaging drilling, cleanup and completion fluids to enhance production without expensive and sometimes damaging stimulation treatment » Use sidetracks with LWD/MWD tools to accurately place either injection or production wells into the optimum location (“sweet spot”) in the reservoir

Недавнее введение в Западной Сибири технологии колтюбингового бурения на депрессии оказалось коммерчески эффективным применительно к некоторым зрелым месторождениям. Данная технология позволяет добиться повышения добычи с уменьшением нарушения коллекторских свойств продуктивного пласта. С учетом полученных положительных результатов, в дальнейшем колтюбинговое бурение на депрессии, вероятно, будет применяться чаще. И вновь, отбор скважин-кандидатов также имеет ключевое значение для экономического успеха данной технологии.

What other drilling technologies can be employed on brownfield sites?

Киеран Фицпатрик: Боковые стволы в промышленном масштабе начали бурить в 1999г. на Сургутской площади. Первые вопросы, которые возникли, это соотнесение интенсивности искривления ствола скважины со способностью хвостовика и выбор наземного и внутрискважинного оборудования и инструментов. Совсем недавно стали использоваться технологии бурения на депрессии и на гибкой трубе. На многих старых советских месторождениях ЗБС с большими зенитными углами с обводненных или ликвидированных скважин – это общепринятая сегодня практика. Примеры ЗБС на Самотлоре в Западной Сибири включают обычные боковые стволы,типично 142.9 мм (5 5/8”), и пробуренные с помощью гибкой трубы, типично 123.8 мм (4 7/8”). Другие вопросы, связанные с этими боковыми стволами включают высокий момент и затяжки, требуют специальные лубриканты, и ЭПЦ, которые часто вызывают разрывы пластов и значительную водоотдачу бурового раствора. Дэвид Бруннерт: Технология забуривания боковых стволов при разработке зрелых месторождений применялась еще в Советском Союзе, начиная с 80-х годов прошлого века. Азербайджан, Краснодарский край и Западная Украина стали первопроходцами в этом отношении. И это объяснимо – на территории перечисленных регионов есть именно такие зрелые месторождения. Данная технология предусматривает

46 ROGTEC

David Brunnert: Sidetracking allows an operator to re-enter a well bore to gain access to reserves that were previously bypassed. It is a valuable way to dramatically expand the drainage area of a well, or a system of wells.

Vitaly Chubrikov: Drilling technology applications are gaining popularity because of the operator’s need to enhance production on rapidly depleting reservoirs. The cost of replacing production with new Greenfields is often still more expensive than Brownfield production enhancement. The following drilling technologies have growth potential in Russian Brownfield markets: » Rotary Steerable Systems » Advanced LWD sensors (pressure, sampling, look ahead of the bit) » Real-time petrophysical data management » Under balanced drilling » Coiled Tubing Drilling » Drilling Optimization programs, integrated bits / fluids / motors / steering » Sector Models and Geosciences » Enhanced PDC bits designs » Non-damaging drilling fluids and improved solids control Kieran Fitzpatrick: Optimized use of current and new technology is the key to cost-effective production drilling in brownfield reservoirs. Some examples such as the use of under balanced and coiled tubing drilling were given earlier. When planning new infill wells, operators should carefully consider the complexity of the well bore trajectory when requiring a horizontal well in the zone directly under the existing pad. This can involve a complicated build and reverse turn when drilled from the same pad. They should consider drilling a simpler trajectory from a nearby pad.or weigh the benefits and costs of introducing a new pad in the field. David Brunnert: The nature of brownfields drives operators to be extremely conservative on cost. Using a low cost rig can bring a cascade of problems with it that offset the benefit. Nevertheless, if an operator chooses to use a rig with limited torque or hoisting capabilities, there are tools that can mitigate the effects. Tools such as mechanical friction reduction tools or aluminum drillpipe reduce the effects of torque and drag and allow a wider range of well services to be completed while paying less for the rig. www.rogtecmagazine.com

DRILLING фрезерование секции обсадной колонны с помощью режущего инструмента с последующим забуриванием ствола в боковом направлении. В 90-х годах значительно возрос спрос на услуги забуривания боковых стволов. Некоторые крупнейшие компании предлагали применение современных технологий забуривания боковых стволов на базе передовых систем, обеспечивающих установку отклонителя за одну СПО (технология «уипсток») или вырезание окон в осадной колонне. В настоящее время такого рода решения предлагаются уже 4-5 сервисными компаниями, поэтому заказчик легко может выбрать различные технологии, исходя из существующего на рынке диапазона цен. Сейчас основная проблема состоит в должном качестве всего объема предоставляемых ныне услуг и их адекватной цене. Как бурение боковых стволов может улучшить добычу? Виталий Чубриков: Забуривание новых стволов позволяет извлекать неизвлеченные запасы за счет улучшения охвата зоны дренажа пласта. В особенности это касается малопроницаемых или высокослоистых пластов или при высоком заводнеии, где коэффициенты нефтеотдачи ниже, чем в однородных проницаемых пластах с применением бескомпрессорного механизма истечения нефти. Динамические модели месторождения, хорошее геологическое картирование и знание пласта позволяют извлечь максимальное количество углеводородов из д анного месторождения. Киеран Фицпатрик: Бурение боковых стволов может улучшить добычу различными способами, например: » Использовать обводненную или ликвидированную скважину для доступа к новым или байпасным залежам » Геонавигация по тонким продуктивным пластам для увеличения длины зоны дренирования УВ » Использование технологии бурения скважин с большим отходом для доступа к невскрытым ловушкам » Использование промывочных жидкостей для бурения на депрессии или «щадящее» бурение, жидкости для промывки и освоения скважин, чтобы увеличить нефтеотдачу пласта без применения дорогих и иногда повреждающих пласт обработок для вызова притока » Применить ЗБС с LWD/MWD для более точной проводки скважины в оптимальный горизонт Дэвид Бруннерт: Забуривание боковых стволов позволяет оператору повторно войти в ствол скважины и получить доступ к ранее разбуренным, но не извлеченным запасам нефти. Это очень эффективный способ для значительного увеличения площади дренирования скважины или системы скважин. www.rogtecmagazine.com

How important is the crew on drilling operations? Kieran Fitzpatrick: The drilling crew and the primary drilling service contractors are the most important element of a successful brownfield drilling campaign. Competent drilling personnel must be actively sought when planning any technically complex drilling program. Ongoing training must be an integral part of the drive towards cost-effective production drilling. The drilling and service crews should be rewarded on the basis of planned versus actual well productivity, not merely on drilling rate and drilling non-productive time (NPT). Close cooperation with the customer to provide all existing well data and good teamwork is essential for success. In closing, I thank Peter McNaughton (Baroid technical manager) and Vladimir Semenov (Sperry senior directional drilling coordinator, Tyumen) for their extensive contributions. Vitaly Chubrikov: The drilling contractor is a key contributor to the well construction process. A well-trained and experienced rig crew ensures that wells are drilled safely, efficiently and effectively. Coordination and cooperation of drilling operations with the service companies enhances the value added from the technologies that are utilized. The crews contribute to the construction of a well with a gauge hole, less tortuous path, and minimal fluid losses. All of these will enhance the productivity of a well and the hydrocarbon recovery of reservoir. And those determine the economic benefits to all parties. David Brunnert: Like so many other things, people are critical of brownfield operations. Brownfield operations typically lack many of the automated systems that help monitor the performance of the rig and downhole conditions. Thus, it is critical that the crew be well trained and pay close attention to each and every action. Again, one small mistake on a brownfield well and the project can be rendered uneconomic. Even worse, a minor accident can cause hardships, delays and costs that are unacceptable.

Какие другие технологии бурения могут быть востребованы на старых месторождениях? Виталий Чубриков: Различные новые технологии бурения приобретают популярность из-за потребности в увеличении добычи на месторождениях с падающей добычей. Часто начать разработку нового месторождения по-прежнему оказывается дороже,

ROGTEC 47

БУРЕНИЕ чем повысить ее уровень на старых месторождениях. Потенциал роста на зрелых месторождениях в России имеют следующие технологии: » роторные управляемые системы; » передовые системы каротажа в процессе бурения (давление, отбор проб, каротаж невскрытых пород впереди долота); » управление петрофизическими данными в режиме реального времени; » бурение на депрессии; » колтюбинговое бурение; » программы оптимизации процесса бурения, интегрированные комплексные сервисы долота / раствор / ВЗД / контроль траектории; » секторные модели и петрофизика; » разработка улучшенных моделей долот PDC; » щадящие буровые растворы и улучшенный контроль очистки раствора. Киеран Фицпатрик: Оптимальное применение нынешних или новых технологий – это ключ к малозатратному бурению промысловых скважин на старых месторождениях. Ранее уже приводились примеры, такие как бурение на депрессии и на гибкой трубе. При планировании новых уплотнительных скважин операторы должны внимательно рассмотреть вопрос сложности траектории ствола скважины, когда требуется, чтобы скважина была горизонтальная в зоне прямо под существующим кустом. Это может потребовать сложный набор и обратный разворот при бурении с того же куста. Они должны рассмотреть бурение более простой траектории с соседнего куста или взвесить выгоду и затраты бурения нового куста на месторождении. Дэвид Бруннерт: Свойства зрелых месторождений заставляют операторов быть очень консервативными во всем, что касается затрат на их разработку. Использование недорогой буровой установки может вызвать целый каскад взаимосвязанных проблем, которые могут обесценить все ее потенциальные преимущества. Тем не менее, даже если оператор решает выбрать и использовать буровую установку с недостаточным крутящим моментом и подъемными характеристиками, существуют инструменты, способные сгладить подобные эффекты. Оборудование, такое как инструменты, снижающие механическое трение, или алюминиевые бурильные трубы снижают значение крутящего момента и износа, значительно расширяя возможности обслуживания скважины при отсутствии дополнительных расходов на буровую установку. Какова важность буровой бригады в бурении? Виталий Чубриков: Буровой подрядчик вносит

48 ROGTEC

ключевой вклад в процесс строительства скважины. Хорошо обученная и опытная буровая бригада обеспечивает безопасность работ, эффективность и производительность при бурении скважин. Координация буровых работ, сотрудничество компаний операторов с сервисными компаниями позволяет добиться максамальной эффективности от используемых технологий. Буровые бригады вносят вклад в строительство скважины с номинальным диаметром ствола, с плавной траекторией и с минимальным уровнем потерь бурового раствора. Все это повышает уровень добычи из скважины и коэффициент извлечения углеводородов за срок эксплуатации. А это, в свою очередь, обеспечивает экономическую выгоду для всех сторон, участвующих в строительстве скважины. Киеран Фицпатрик: Буровая бригада и буровые подрядчики – это важный элемент успешной кампании по бурению скважин на старых месторождениях. Когда планируется технически сложная программа по бурению необходимо активно вести поиск компетентного бурового персонала. Не прекращающийся процесс обучения должен стать составной частью движения к малозатратному бурению. Буровые и сервисные бригады должны стимулироваться на основе плановых и фактических показателей добычи (дебитов), а не просто на показателях эффективности бурения и НПВ. Тесное сотрудничество с заказчиком для предоставления всех существующих скважинных данных и хорошая работа в команде необходимы для достижения успеха. В заключении я хочу поблагодарить Питера МакНотона (Технического менеджера Баройд) и Владимира Семенова (Старшего координатора по ННБ, Тюмень, Сперри) за их существенный вклад. Дэвид Бруннерт: : Как и в прочих случаях, люди/ персонал играют ключевую роль при проведении операций на зрелых месторождениях. Для работ, проводимых на подобных месторождениях, характерно отсутствие многочисленных автоматизированных систем, которые позволяют контролировать работу буровой установки и состояние скважины, т.е. очень важно наличие у бурильной бригады как соответствующего опыта и квалификации, так и повышенного внимания к выполнению операций – всех вместе и каждой в отдельности. Опять-таки стоит повторить, что любой, даже кажущийся незначительным, неверный шаг при разработке зрелых месторождений может поставить под угрозу рентабельность всего проекта в целом. www.rogtecmagazine.com

DRILLING А что еще хуже – даже небольшая авария может стать причиной различных форс-мажорных обстоятельств, простоев, потерь рабочего времени, а также неприемлемого увеличения стоимости всего проекта. Виталий Чубриков, «Baker Hughes INTEQ», Менеджер по развитию бизнеса,Россия Виталий Чубриков закончил Губкинский университет нефти и газа в Москве в 1995 году и был принят на работу в компанию «Baker Hughes» вскоре после этого в качестве промыслового инженера. На протяжении этих лет он занимал различные должности на промыслах и в административных структурах, как в отечественных, так и в международных проектах.

Vitaly Chubrikov, Baker Hughes INTEQ, Business Development Manager, Russia Vitaly Chubrikov graduated from Gubkinsky Oil & Gas University in Moscow in 1995 and joined Baker Hughes soon after, as a field engineer. Over the years he has held various field and office positions in both domestic and international assignments.

Киеран Фицпатрик, Менеджер по производству, «Halliburton Sperry Drilling», Россия Директор по производству и добыче – «Halliburton Sperry Drilling», Россия. Киеран на протяжении 2,5 лет работает в Москве и находится в России в течение 5 лет. Свою деятельность он начал на Северном море в 1985 году, и работает в «Halliburton» с 1988 года, главным образом – на Ближнем востоке (Дубай / Абу-Даби / Оман / Катар / Пакистан / Бахрейн / Египет / Йемен / Саудовская Аравия). Киеран получил образование в Муниципальном институте Белфаста и Королевском университете Белфаста. Питер МакНотон получил степень бакалавра наук (Геология) в Квинслендском университете, Австралия, и магистра точных наук (горная геология) в Лесторском университете, Великобритания. Он начал работать в нефтяной отрасли в 1973 в качестве сотрудника станции ГТИ в Core Laboratories Inc., работающей по всей северо-восточной Азии. В Баройде он начал работать в 1976 году в качестве сотрудника станции ГТИ и окончил школу по буровым растворам в 1978 году. Он непрерывно работал на Баройд в качестве инженера по буровым растворам и супервайзера работ в Австралазии, технического специалиста в Абердине и технического менеджера в северо-восточной Азии. Он также работал в нескольких офисах заказчика в качестве проектного координатора по буровым растворам, включая планирование и начало проекта ExxonMobil по бурению с большим отходом на острове Сахалин, Россия. Сейчас он является техническим менеджером Баройда по России, работает в Москве.

www.rogtecmagazine.com

Kieran Fitzpatrick, Operations Manager, Halliburton Sperry Drilling, Russia Kieran has been based in Moscow for 2.5 years and in Russia for 5 years. He started in the North Sea in 1985, and has been with Halliburton since 1988, primarily working in the Middle East (Dubai / Abu Dhabi / Oman / Qatar / Pakistan / Bahrain / Egypt / Yemen / Saudi Arabia). Kieran was educated at the Belfast Municipal Institute and The Queen’s University of Belfast. Peter McNaughton earned a B.Sc. (Geology) from University of Queensland, Australia and M.Sc. (Mining Geology) from University of Leicester, UK. He joined the oilfield in 1973 as a mud logger for Core Laboratories Inc., working throughout SE Asia. He joined Baroid in 1976 as a mud logger and completed mud school in 1978. He worked continuously for Baroid as a Mud Engineer and Operations Supervisor in Australasia, Technical Professional in Aberdeen, and Technical Manager in SE Asia. He also worked in several customer offices as a Project Drilling Fluids Coordinator, including the planning and start up of ExxonMobil’s extended reach drilling project on Sakhalin Island, Russia. He is currently the Baroid Russia Technical Manager, based in Moscow.

Дэвид, Дж. Бруннерт, Вице-президент компании Weatherford International Ltd. по внутрискважинным операциям и КРС Г-н Бруннерт обладает более чем 15летним опытом в сфере разработок и коммерческого внедрения инновационных инструментов и оборудования для осуществления бурильных работ и внутрискважинных операций в нефтегазовой отрасли. Он выпускник Вест-Пойнта (West Point), имеет степень бакалавра и магистра в сфере машиностроения, полученные им в Университете Хьюстона. Активный участник Содружества инженеров-нефтяников (Society of Petroleum Engineers), на сегодняшний день г-н Бруннерт также работает в Программном Комитете Конференции по бурению SPE/IADC 2010. Он обладатель 20 патентов и возглавляет департамент Внутрискважинных Операций компании Weatherford, отвечая за работу и деятельность этого департамента по всему миру.

David J. Brunnert, Vice President – Intervention Services, Weatherford International Ltd. Mr. Brunnert has more than 15 years of experience in the development and commercialization of innovative drilling and intervention tools for the upstream oil and gas industry. A graduate of West Point, he has a Bachelors of Science in Mechanical Engineering and a Masters of Mechanical Engineering from the University of Houston. An active member of the Society of Petroleum Engineers, Mr. Brunnert is currently serving on the SPE/IADC 2010 Drilling Conference Program Committee. He holds 20 patents and is responsible for managing Weatherford’s Intervention Services Product Line globally.

ROGTEC 9

ОТ, ТБ и ООС

ОТ, ТБ и ООС на стадии проектирования: подход для России

HS&E in Design:

An Approach for Russia Предыстория Предыдущие исследования, выполненные Тюменской оперативной рабочей группой (ТОРГ) в 1992-93 годах, определили необходимость восстановления производственной культуры в области охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды (ОТ, ТБ и ООС) при разработке расположенных в Западной Сибири многочисленных нефтегазовых месторождений и внедрении такой практики, в частности, при осуществлении разработки и модернизации нефтяных промыслов производственными объединениями, работающими в пойме реки Обь и ее притоков. ТОРГ провела полевые и оценочные исследования для определения объема, содержимого и размещения моделей разработок нефтяных и газовых месторождений в регионе в дополнение к предоставлению займов производственным объединениям, отвечающим установленным требованиям для: » переоборудования скважин, коэффициент продуктивности (КП) которых превышает определенное значение, и ликвидации скважин, КП которых ниже определенного значения;

50 ROGTEC

Background Earlier work by the Tyumen Task Force (TTF) in 1992/3 identified the importance of re-establishing a Health, Safety and Environment (HS&E) culture in the prolific oil and gas operations of Western Siberia with the idea of developing and modernising oilfields within the flood plain of the Ob river and its tributaries. TTF conducted field surveys and assessment studies in order to scope the content and location of model oil and gas field developments in the Region, in addition to providing loans to qualifying production associations for the following activities: » modernisation of wells above a certain Productivity Index (PI) and abandonment of wells below a certain PI; » provision of reliable metering facilities; » replacement of key sections of flowline; » injection of corrosion inhibitor chemicals; » the provision of emergency response equipment. Qualification included the drawing up of plans to: » complete environmental baseline surveys and environmental impact assessments; » involve local communities and institutions in the approval process for new developments; www.rogtecmagazine.com

HS&E

» предоставление надежных замерных установок; » замена основных участков выкидных

» promote modern technologies and operating practices; » re-establish the importance of the materials selection

трубопроводов; » закачка антикоррозийных химических добавок; » предоставление оборудования для ликвидации аварийных ситуаций.

and quality assurance processes; » encourage cooperation between neighbouring production associations in matters of emergency response.

Квалификация включает составление планов по: » завершению исследований исходного состояния окружающей среды, а также оценка воздействия на окружающую среду; » привлечению местных органов и учреждений (организаций) в процесс согласования планов разведки, доразведки и освоения новых месторождений; » внедрению новых технологий и методов эксплуатации; » повторному обеспечению понимания важности использования процедур отбора материалов и внедрения процессов обеспечения качества; » стимулированию сотрудничества между соседними производственными объединениями по вопросам ликвидации аварийных ситуаций.

Objectives of this Article The objective of this article is to draw on this earlier TTF experience in Western Siberia and to outline how the timely and effective use of Hazard Identification (HAZID), Value Engineering and Risk Assessment studies in the design process can be central to establishing sustainable development and operating practices for oil and gas projects in the Region.

Цели данной статьи Главная цель этой статьи – обобщение полученного ранее опыта, наработанного ТОРГ в Западной Сибири и привлечение внимания к тому, что своевременное и эффективное применение результатов исследований по выявлению аварийноопасных участков (Hazard Identification – HAZID), а также результатов, полученных при проведении стоимостно-функционального анализа, и результатов исследований по оценке рисков занимает центральное место в процессе проектирования для определения стабильных методов разработки и эксплуатации для нефтяных и газовых проектов в регионе. Одна из задач статьи – показать потенциальные возможности для: » проведения исследований по выявлению аварийно опасных участков с целью привлечения региональных источников информации и экспертного потенциала для минимизации возможностей возникновения крупных аварий; » проведения исследований опасностей и эксплуатационных возможностей (Hazard and Operability – HAZOP) для систематического определения эффективных мер безопасности производственного процесса; » исследования количественной оценки рисков (Quantitative Risk Assessment – QRA) для сравнения успеха разработки с критериями оценки, установленными в отрасли и обществе; » процедуры проверки производственного процесса для обеспечения целостности работающей системы на протяжении всего срока разработки; www.rogtecmagazine.com

The article aims to show the potential for the following: » Hazard Identification Study to draw on regional knowledge and project experience to minimise the potential for major accident hazards; » Hazard and Operability Study (HAZOP) to systematically identify effective process safeguards; » Quantitative Risk Assessment Study (QRA) to gauge the success of the development against established industry and society assessment criteria. » Verification process to ensure ongoing system integrity through the life of the development; » Value Engineering Workshop to identify alternative technologies and development methods that can improve the performance of the project. This article lists the streams in the HS&E in Design process and gives examples where the above studies have been successful in locations bordering Russia as well as in Russia itself. The example for the HAZID Study is taken from a major infrastructure project in Italy. For this project, latent hazards in the onshore natural environment are identified and analysed. HS&E in Design is incorporated into projects in five parallel streams: » Hazard Identification and Risk Assessment; » Value Engineering; » Loss Prevention and procurement of HS&E equipment; » Impact on the Natural Environment; » Working Environment Assessments. The scope of work represented by these streams is then applied to produce deliverables at key milestones in the project lifecycle: » Feasibility study; » Concept selection; » Concept definition; » System definition; » Detail engineering; » Follow-on and commissioning;

ROGTEC 51

ОТ, ТБ и ООС

» стоимостно-функционального анализа для определения альтернативных технологий и методов разработки, которые позволяют повысить эффективность выполнения проекта.

» Operation and modification; and » Decommissioning and abandonment.

В данной статье представлен перечень направлений процесса ОТ, ТБ и ООС при проектировании и приведены примеры положительных результатов исследований в местах, находящихся как на границе с Россией, так и в самой России. Пример исследования по выявлению аварийноопасных участков (HAZID) взят из базового проекта по инфраструктуре, осуществлявшегося в Италии. Для этого проекта определялись и анализировались скрытые опасности в береговой окружающей природной среде. ОТ, ТБ и ООС при проектировании интегрируется в проекты по пяти параллельным направлениям: » выявление аварийно-опасных участков и оценка рисков; » стоимостно-функциональный анализ; » мероприятия по предотвращению потерь и поставка оборудования для реализации программ ОТ, ТБ и ООС; » влияние на окружающую природную среду; » оценка производственных условий. Объем работ, который необходимо выполнить по указанным направлениям, в дальнейшем включается в проектные материалы, создаваемые по основным этапам жизненного цикла от самого начала проекта: » технико-экономическое обоснование проекта; » выбор концепции; » формулирование концепции; » определение системы; » детальное проектирование; » доработка в процессе эксплуатации и ввод в промышленную эксплуатацию; » эксплуатация и наладочные работы; » вывод из эксплуатации и ликвидация. Начальное техническое проектирование (Front End Engineering Design – FEED) проводится одновременно с подготовкой технико-экономического обоснования и завершается во время этапа проекта «Определение системы» на стадии, согласованной с Клиентом. Выявление аварийно-опасных участков (HAZID), оценка рисков и стоимостно-функциональный анализ Исследования HAZID проводятся на этапе выбора концепции при сравнении профилей опасности вариантов разработки. Они детализируются и уточняются на последующих стадиях выполнения проекта для обеспечения определенного уровня качества.

52 ROGTEC

A) Проект трубопровода GALSI (Галси). Исследование по выявлению аварийно-опасных участков GALSI Project: Hazard Identification Study. B) Украинское газовое месторождение и установки комплексной подготовки газа. Исследование опасностей и эксплуатационных возможностей (HAZOP). Ukraine Gas Field and CPFs: HAZOP Study. C) Сахалин II. Оценка риска при гидроиспытаниях. Sakhalin II: Risk Assessment of Hydrotesting. D) Шах-Дениз. Оценка рисков при транспортировке морем. Shah Deniz: Shipping Risk Assessment. E) Разработка Штокмановского месторождения, фаза I. Схема проверки. Shtokman Phase I Development: Verification Scheme. F) Республика Корея. Стоимостно-функциональный анализ разработки, поставки и строительства (EPC). Republic of Korea: EPC Value Engineering Workshop.

Front End Engineering Design (FEED) corresponds with the preparation of the technical and economic basis, is completed during the system definition phase of a project, and at a point agreed with the Client. Hazard Identification, Risk Assessment and Value Engineering HAZID Studies are held as early as Concept selection when the hazard profiles of development options are compared. They are refined in successive project phases to meet defined quality levels. The HAZID is concerned with potential major accident hazards, which as a minimum can be defined as: Personnel safety : Major injury or major impact to health. Assets: Local damage including part shutdown. Environment: Limited discharges of known toxicity. Reputation: Regional public concern. Also the identification of the safety and environmental critical elements that are required to arrest a major hazard developing into a major accident or incident. HAZOP Studies are scheduled for Concept definition and Detail design. The objective of a HAZOP can be summarised: » Check the design and consider whether any deviation from design intent, which can occur through www.rogtecmagazine.com

HS&E HAZID анализирует возможности возникновения крупных аварий, которые, как минимум, можно определить следующим образом: Безопасность персонала: травмы с тяжелыми последствиями и серьезный ущерб для здоровья Основные средства производства: локальные повреждения, включая частичную остановку Окружающая среда: ограниченный выброс веществ известной токсичности Репутация: общественное мнение в регионе и определение основных элементов безопасности и окружающей среды, которые необходимы для сдерживания и торможения развития основной опасности и ее перерастания в крупную аварию или аварийную ситуацию. Исследования HAZOP запланированы на этапы «Формулирование концепции» и «Детальное проектирование». Вкратце, цель HAZOP заключается в следующем: » Проверка проекта и определение возможности возникновения опасности в результате любого отклонения от проектных параметров, которое может произойти в результате выхода из строя оборудования или неправильного обращения с ним. » Определение того, являются ли меры предосторожности и обеспечения безопасности, включенные в проект, достаточными для предотвращения опасных ситуаций или снижения их последствий до приемлемого уровня. » Подтверждение того, что пригодность к эксплуатации удовлетворяет предусмотренным проектной документацией критериям » Предоставление исходных данных для исследования, определяющего требования к уровню сохранения безопасности для систем, оснащенных измерительными приборами безопасности. Количественная оценка риска (QRA) используется для перечисления уровней риска для лиц, окружающей среды и инвестиций, в основном в целях сравнения с корпоративными и определенными нормативными документами критериями приемлемости. Для каждого потенциально возможного несчастного случая с тяжелыми последствиями, который подходит для оценки QRA, на основании отраслевых данных и с использованием анализа дерева отказов рассчитывается частота его возникновения. Затем с помощью диаграммы возможных последствий данного события с использованием данных о повреждениях и наборов правил оцениваются последствия выявленной аварийной ситуации либо крупной аварии. www.rogtecmagazine.com

malfunction or mal-operation could cause a hazard. » Check whether the precautions or safeguards incorporated into the design are sufficient to either prevent the hazard occurring or to reduce the consequences to an acceptable level. » Confirm that operability is satisfactory and appropriate to the design intent. » Provide input to a study that determines Safety Integrity Level requirements for safety instrumented systems. Quantitative Risk Assessment is used to enumerate risk levels to persons, the environment and investment, chiefly for comparison with corporate and regulatory acceptance criteria. For each potential major accident hazard, which qualifies for QRA, the frequency of its occurrence is calculated from Industry data and using fault tree analysis. The consequences of the unfolding accident or incident are then evaluated via event trees using impairment data and rule sets. For a successful development, QRA is used to demonstrate that the residual risk levels to working groups, the average individual or to society as a result of a petroleum development or an oil and gas field operation are as low as reasonably practicable (ALARP). ALARP statements are first developed during the concept selection process and are refined through the project lifecycle. Unacceptable region

Risk connot be justified save in extraordinary circumstances

The ALARP or Tolerability region (Risk is undertaken only if a benefit is desired)

Tolerable only if risk reduction is impractical or of its costs is grossly disproportionate to the improvement gained

Tolerable if cost of reduction would exceed the improvement gained Broadly acceptable region

Necessary to maintain assurance that risk remains at this level

(No need for detailed working to demonstrate ALARP) Negligible Risk

Verification activities ensure that safety and environment critical elements identified during HAZID and HAZOP and evaluated in QRA are suitable and sufficient and can and do continue to meet the Performance Standards required of them in their role of safeguarding against potential major accident hazards. Performance Standards specify the requirements for: Functionality; Availability; Survivability; and Interaction with other safety critical systems.

ROGTEC 53

ОТ, ТБ и ООС В случае признания разработки успешной, используется метод QRA (количественной оценки рисков) для демонстрации того, что уровень остаточных рисков для рабочих групп, среднестатистического человека либо сообщества в целом в результате разработки нефтяного месторождения или эксплуатации нефтяного и газового месторождения низок настолько, насколько это практически осуществимо (as low as reasonably practicable – ALARP). Подготовка первых отчетов ALARP осуществляется во время процедуры выбора концепции, после чего они дорабатываются на протяжении всего срока выполнения проекта. Неприемлемая область

В чрезвычайных ситуациях риск определить невозможно

ALARP или область с допустимыми пределами отклонений (Риски принимаются при условии получения необходимой выгоды)

Допустимо, если снижение риска нецелесообразно или если стоимость снижения риска не соизмерима с полученной прибылью

Value Engineering Workshops are used as part of the concept selection process and at the close of the concept definition phase to analyse the primary functions of the project, with a view to attaining the lowest lifecycle costs without compromising safety, schedule or client goals and targets. A multi disciplinary team including project and client personnel is led by an experienced facilitator to identify and study alternatives such as: » design concepts; » equipment and processes; » materials of construction; » construction and operating methods; through following a Value Engineering process as outlined in the figure below. Step 1: Information Gathering • Define project objective • Develop terms of reference • Identify asumptions and facts • Gather information (eg physical parameters, costs, schedule) • Identify team members

Допустимо, если стоимость снижения риска превышает полученное улучшение

Приемлемый регион

Step 2: Function Analysis • Analyse functions required to deliver project objective • Describe each identified function • Classify functions: Basic funtions Secondary functions (required, aesthetic, unwanted)

Необходимо поддерживать риск на таком же уровне

(Нет необходимости в подробной разработке и ALARP) Несущественный риск

Проверочные действия позволяют убедиться, что выявленные в ходе HAZID и HAZOP основные критические элементы для безопасности и окружающей среды и оцененные при проведении количественного анализа QRA подходят, являются достаточными и соответствуют предъявляемым к ним требованиям Стандарта технических характеристик, чтобы их можно было использовать для обеспечения защиты от возможных несчастных случаев. Стандарты технических характеристик определяют специфические требования для: функционального назначения, доступности, выживаемости и взаимодействия с другими основными системами обеспечения безопасности. Стоимостнофункциональный анализ является частью процесса выбора концепции и завершает этап формулирования концепции для анализа главных функций проекта с целью определения минимальных затрат на весь период выполнения проекта без ущерба для безопасности, графика выполнения работ, целей и задач клиента. Команда специалистов в различных областях, включая персонал проекта и клиента, возглавляемая опытным руководителем, привлекается для определения и изучения альтернативных вариантов: » концепции проекта;

ROGTEC

Alternative solutions to perform function

Step 3: Value Analysis • Creatively identify options and alternatives to perform functions: Research options Identify costs and cost benefits Identify risks (barriers and uncertainties)

Step 4: Option Evaluation • Evaluate idea roots developed in Step 3, and identify those for further analysis • Compare solutions and screen out unfeasible / least valuable alternatives • Identify solutions for further analysis (iterate through Step 3 again)

Ideas roots identified for further analysis

Screen out unsuitable options

Step 5: Judgement • Use judgement to identify the best value solution

Example Studies A) GALSI Project: Hazard Identification Study The table opposite is an extract from the Hazard Register created interactively during the Concept definition phase HAZID for the GALSI Project. The table provides details of the Natural Environment Hazards with the potential to impact the onshore section of a major gas pipeline. A later HAZID, which is scheduled for Detail Design will: » review the currency of this HAZID and close out or reactivate earlier actions, as appropriate; update the Hazard Register to include findings of » completed risk assessment studies and geotechnical surveys; define outline performance standards on a hazard by » hazard basis for the environment critical elements, which are referred to as controls or safeguards. www.rogtecmagazine.com

HS&E

Hazard

Cons Prob Raw Risk Control / Safeguard

Residual Recommended Actions Risk

Cause

Potential Effect

Induced stresses in pipeline & SCADA cable Attack on external surface of pipeline & SCADA cable

Medium

Design

Low

Geotechnical Survey

Medium

Survey & design

Low

EIA in progress. Geotechnical survey will provide input.

Impact on supports & shallow burial section of pipeline & SCADA cable leading to exposure Breaking of parts on pipeline system - eg actuator or similar exposed pipeline fittings Heat flux to above ground facilities Impact on supports and shallow burial section of pipeline & SCADA cable leading to exposure Load impact on mainly above ground parts of pipeline system Accidental loading on pipeline and SCADA cable from bridge collapse, buildings & other structures

Low

Design

Low

Design

Low

Exclusion zones. Design of fire protection Design

Low

Survey & design

Low

Survey & design

Low

Loads on mainly above ground facilities

Low

Survey & design

Low

Induced dynamic stresses in pipeline & SCADA cable

Low

Design against seismic loading

Low

Seismic activity due to Induced stresses in crossong significant fault in pipeline and SCADA cable south of island Not considered credible on Sardinia

Low

Design against seismic loading

Low

4 Environmental Hazards 1

Subsidence

Soil contamination

Settlement of ground foundation Pollution, salt works

Enrosion

Rain storms

Extreme wind

Wind load on above ground section of pipeline system

Natural fires

Lightning, arson

Flooding

Rainstorm or rise of river level

Mudslide

Heavy rain / storms

Storm surge

High wind

Shaking

Seismic activity leading to slope instability leading to slope failure/mud slide Seismic load on pipeline

Fault movement

Volcanic activity

» оборудования и техпроцессов; » строительных материалов; » методов строительства и эксплуатации;

с выполнением стоимостно-функционального анализа, как представлено на следующем рисунке. Шаг 1: Сбор информации • Определение целей проекта • Разработка условий технического задания • Выделение предположений и фактов • Сбор информации (например, физических параметров, затрат, ГРАФИКОВ) • Определение участников группы

Альтернативные решения для выполнения функций

Шаг 4: Определение вариантов • Оценка исходных идей, разработанных во время шага 3, и выделение походящих для дальнейшего анализа • Сравнение решений и отвод экономически не выгодных, более дорогостоящих альтернатив • Определение решений для дальнейшего анализа (повторение шага 3)

Шаг 5: Экспертиза • Использование экспертизы для определения наилучшего решения

www.rogtecmagazine.com

Low

Geotechnical Survey

Look up pre-FEED seismic asessment reports

Low

B) Ukraine Gas Field and CPFs: HAZOP Studies A programme of Hazard and Operability (HAZOP) studies for the revamp and modernisation of gas fields and Central Processing Facilities (CPF) in the Ukraine enabled actions to be identified and taken to systematically review, and where required upgrade, the system of process safeguards and operating procedures for these facilities. Process units that were subject to HAZOP included wellheads and wellpad manifolding, product storage and truck loading facilities and tie-ins to existing export pipelines and central processing facilities. Some facilities were designed to be operated manually and other larger facilities via Distributed Control Systems (DCS).

Шаг 2: Функциональный анализ • Анализ функций, необходимых для достижения целей проекта • Описание каждой определенной функции • Классификация функций: Основные функции и Вспомогательные функции (требуемые, эстетические, нежелательные)

Шаг 3: Стоимостно-функциональный анализ • Определение вариантов и альтернатив для выполнения функций Исследование вариантов Определение затрат и эффективности затрат Определение рисков (барьеров и непредвиденных ситуаций)

Low

Quantified winds near shore

Исходные идеи для дальнейшего анализа

Отвод неподходящих вариантов

HP/LP interfaces were identified and safeguarding options identified to permit the production of new, more productive wells through existing facilities. Tie-ins to existing facilities were analysed to ensure that facilities engineered to different codes and standards could be connected and integrated safely. For field shutdown valves and plant pressure safety valves, outline Failure Modes and Effect Analyses (FMEAS) were carried out by the HAZOP Team in order to fully understand the performance of the device during an upset condition.

ROGTEC

ОТ, ТБ и ООС

Опасность

Результат

Потенциальный эффект

Посл. Вер. Риск

Управление/ защита

Остаточ- Рекомендуемые ный риск действия

4 Опасность вредного воздействия окружающей среды На острове Сардиния не рассматривается

Средний Конструкция

Низкий

Геотехнические изыскания

Загрязнение почвенного Загрязнение, солевые покрова копи

Воздействие на внешнюю поверхность трубопровода и кабеля системы SCADA

Средний Изыскания и конструкция

Низкий

Оценка воздействия на окружающую среду в процессе эксплуатации. Геотехнические изыскания предоставят необходимые исходные данные

Эрозия

Ливень

Воздействие на опоры и вымывание зарытых в грунт участков трубопровода и кабеля системы SCADA, приводящее к их появлению над поверхностью земли

Низкий

Конструкция

Низкий

Сильный ветер

Ветровая нагрузка на участок системы трубопровода, находящийся над поверхностью земли

Повреждение участков системы трубопроводов, например, привода, либо открытых участков соединительной арматуры

Низкий

Конструкция

Низкий

Природные пожары

Молния, поджог

Поток тепла к надземным устройствам

Низкий

Зоны исключения. Конструкция противопожарной безопасности

Низкий

Наводнение

Ливень либо повышения Воздействие на опоры и вымывание зарытых в грунт уровня реки

Низкий

Конструкция

Низкий

Оседание почвы

Осадка фундамента

Количественная оценка скорости ветра на побережье

участков трубопровода и кабеля системы SCADA, приводящее к их появлению над поверхностью земли

Обвал, оползень

Ливень/ шторм

Значительная нагрузка, в основном, на наземные части системы трубопровода

Низкий

Изыскание и конструкция

Низкий

Штормовой нагон воды

Сильный ветер

Низкий

Изыскание и конструкция

Низкий

Землетрясение

Сейсмическая активность, приводящая к неустойчивости уклона, обрушению откоса, грязевому оползню

Аварийная нагрузка на трубопровод и кабель системы SCADA из-за обвала моста, здания либо иной конструкции Нагрузка, в основном, на наземные части

Низкий

Изыскание и конструкция

Низкий

Землетрясение

Сейсмическая нагрузка на трубопровод

Динамическое напряжение в трубопроводе и кабеле системы SCADA

Низкий

Конструкция против сейсмической нагрузки

Низкий

Смещение разлома

Сейсмическая активность из-за значительного смещения разлома на юге острова

Напряжение в трубопроводе и кабеле системы SCADA

Низкий

Конструкция против сейсмической нагрузки

Низкий

Вулканическая активность

На острове Сардиния не рассматривается

Примеры исследований А) Проект трубопровода GALSI (Галси). Исследование по выявлению аварийно-опасных участков Приведенная выше таблица представляет собой выдержку из Реестра опасных ситуаций, созданного во время формулирования концепции на этапе HAZID для проекта GALSI. В таблице представлена подробная информация об опасностях вредного воздействия окружающей среды с указанием потенциального влияния на береговой участок магистрального газопровода. Анализ HAZID, запланированный на этап детальной разработки проекта, обеспечит: » обзор частоты появления этих явлений HAZID и необходимых действий по преодолению или предупреждению; » обновление данных в Реестре опасных ситуаций, с

56 ROGTEC

Низкий

Геотехническое изыскание

Ознакомление с отчетами по сейсмической оценке, сделанными на предварительном этапе начального проектирования

Низкий

An overall system of nodes was designed to provide the ability to compare the findings of the HAZOP Study for a manually operated CPF with its automated counterpart. Cause and Effect Charts were compared and analysed and recommendations were made for subsequent studies aimed at determining the required Safety Integrity Level (SIL) of safety instrumented systems. C) Sakhalin II: Risk Assessment of Deferred Hydrotesting The pipelines’ pre-commissioning plan for the Sakhalin Phase II development called for each pipeline section to be flooded with treated water, cleaned, gauged and hydrotested immediately after pipelay during the ice free period of the year. This required review, as disposal of this treated water was out to sea and licenses were not forthcoming. A risk assessment was commissioned to analyse and identify risk reduction measures for an alternative prewww.rogtecmagazine.com

HS&E целью включения в него результатов исследований по оценке рисков и геотехнических изысканий; » определение стандартов эксплуатации для каждой опасной ситуации для важных элементов окружающей среды, а именно элементов управления или мер безопасности. B) Украинское газовое месторождение и установки комплексной подготовки газа. Исследования опасностей и эксплуатационных возможностей (HAZOP) Программа исследования опасностей и эксплуатационных возможностей (HAZOP) для действий по переоборудованию и модернизации газовых месторождений и установок комплексной подготовки газа (Central Processing Facilities – CPF) в Украине должна быть определена и должна систематически пересматриваться, и, по необходимости, обновляться в отношении системы мер обеспечения безопасности производственного процесса и эксплуатации этих устройств. К технологическим установкам, в отношении которых проводятся исследования HAZOP, относятся устья скважин, устьевые коллекторы, резервуары для хранения продуктов и оборудование для загрузки автотранспорта, врезки в существующие экспортные трубопроводы и установки комплексной подготовки газа. Конструкция некоторых установок позволяет осуществлять управление вручную, для управления крупными установками используются распределенные системы управления (DCS). Определяются ВД/НД интерфейсы и варианты устройств безопасности для обеспечения возможности эксплуатации новых, более продуктивных скважин через уже имеющееся оборудование. Анализируются подключения к существующему оборудованию для выяснения возможности подключения и безопасной интеграции устройств, сконструированных в соответствии с разными нормативными документами и стандартами. Для аварийных клапанов месторождений и предохранительных клапанов установок Группа HAZOP определяет виды отказов и проводит анализ эффектов (Failure Modes and Effect Analyses – FMEAS) для определения работы устройств во внештатных условиях. Была разработана завершенная система узлов для обеспечения возможности сравнения результатов исследований HAZOP для установок комплексной подготовки газа как управляемых вручную, так и автоматически (CPF). Сравнивались и анализировались таблицы причинноследственных связей, предоставлялись рекомендации www.rogtecmagazine.com

commissioning strategy where the pipeline sections installed in the ice free period would be left air filled during the ice season, awaiting completion the following summer. This air-filled period could last as long as 16 - 18 months. A key corrosion risk reduction measure was to vacuum dry the pipelines after installation, leak test and then pack them with Nitrogen to 0.35 bar. The benefit of this risk reduction measure can be seen in the chart below in terms of how the residual risk is driven to the left. D) Shah Deniz: Shipping Risk Assessment A QRA was performed for the near shore sections of oil, gas and condensate pipelines in order to evaluate the hazards posed by shipping in Sangachal Bay: » ship grounding; » anchor dragging; » ship sinking. Justifiable expenditures for eliminating these hazards were calculated based upon the estimated annual damage frequencies and the lifetime damage costs due to these hazards. Effective risk reduction measures for each hazard were identified and costed. Analysis showed that the risks associated with ship grounding determined the cost effective water depth to which pipeline trenching and backfill should be provided. The original near shore approach specification stated that pipelines were to be trenched and backfilled to the 11m water depth. QRA showed that the water depth up to which this protection could be justified could be reduced to 8.4m. The near shore shelf has a very gradual slope in this area of the Caspian Sea; thus the QRA enabled some significant and justifiable cost savings to be made. With this risk reduction measure in place, as well as the steps of: » updating nautical charts; » meeting with harbour masters and ships’ masters regarding anchoring; These being in place, residual risks to these hydrocarbon pipelines due to shipping hazards in Sangachal Bay were demonstrated to be as low as reasonably practicable (ALARP). The justifiable spend to protect the pipelines from a sinking ship was shown to be significantly below the cost of implementing additional risk reduction measures. E) Shtokman Development: Verification Scheme A Verification Scheme was prepared for the Safety Critical Elements identified as being suitable and sufficient safeguards to prevent, detect, control, mitigate and enable

ROGTEC 57

ОТ, ТБ и ООС

Повышенная вероятность Increasing Likelihood

Репутация Reputation

Инвестиции Investment

Окружающая среда Environment

Безопасность персонала Personnel Safety

Серьезность Severity

Последствия Consequences

Нет ущерба Не оказывает Нет для здоровья эффекта повреждений / нет увечий No effect No damage No health effect/injury

Незначительный Незначительный Незначительные Незначительное ущерб для эффект повреждения влияние здоровья / Slight effect Slight damage Slight impact увечья Slight health effect/injury

Минимальный Минимальный Минимальные Ограниченное ущерб для эффект повреждения влияние здоровья / Minor effect Minor damage Limited impact увечья Minor health effect/injury

Большой ущерб для здоровья / увечья Major health effect/injury

Постоянная Значительный Значительные нетрудоспо повреждения собность или от 1 эффект Major damage - 3 смертельных Major effect случаев Permanent disability or 1-3 facilities

Влияние на национальном (государст венном) уровне National impact

Множественные Массовый смертельные эффект случаи Masive effect Multiple fatalities

Международное влияние International impact

Никогда не было в отрасли Never heard of industry

Говорили о наличии в отрасли Heard of industry

Инциденты происходили в нашей компании Incident has occured in our company

Имели место несколько раз в одном месте Happens several times per year in a location

Имели место несколько раз в нашей компании Happens several times per year in our company

IR < 10-4

10-4 <IR < 10-3

10-3 <IR < 10-2

10-2 <IR < 10-1

10-1 <IR < 100

Не влияет No impact

Допустимый риск Tolerable risk

Локализованный Локализованные Влияние, эффект повреждения заслуживающее Localised effect Localised damage внимания Considerable impact

Огромные повреждения Extensive damage

для проведения последующих исследований, направленных на определение необходимого уровня безопасности (Safety Integrity Level – SIL) систем с измерительными приборами безопасности. C) Сахалин II. Оценка риска отложенных гидроиспытаний План мероприятий на стадии, предшествующей вводу в эксплуатацию трубопровода Сахалин, Фаза II, предусматривает, чтобы через каждый участок трубопровода была пропущена химически обработанная вода, затем он должен быть очищен, и на нем должны быть проведены измерения и последующие гидроиспытания, и все это должно быть осуществлено немедленно после укладки трубопровода в течение сезона отсутствия ледяного покрова. Данное условие потребовало пересмотра, т.к. сброс химически обработанной воды должен был осуществляться в море, а скорое получение лицензий на это не предполагалось.

58 ROGTEC

Регион ALARP ALARP Region

Недопустимый риск Risk not tolerable

recovery from potential major accident hazards identified during the FEED HAZID for the onshore and offshore sections of the Shtokman trunklines. Each Safety Critical element has a performance standard associated with it, which provides engineering details regarding the following: » its functionality; » the survivability of the element during the major accident it is designed to safeguard against; » an availability and reliability specification; » interaction requirements with other safety critical systems. For each Safety and Environmental Critical Element, the Verification Scheme details the independent assurance and examination activities required to assure and verify that the performance standard can be evaluated and attained during: www.rogtecmagazine.com

DRILLING

POWERTEC ADVERT 2010

New Discoveries through Integration of Geosciences

4 th Saint Petersburg International Conference & Exhibition 5-8 April 2010 International Business Center, Saint Petersburg, Russia www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 59

ОТ, ТБ и ООС Оценка риска осуществлялась с целью анализа и определения мероприятий по снижению риска для альтернативной стратегии по мероприятиям, предшествующим вводу в эксплуатацию, в случае, если укладка участков трубопровода выполняется в отсутствии ледяного покрова и трубопровод остается заполненным воздухом до завершения работ, намеченных на следующее лето. Период, в течение которого трубопровод остается заполненным воздухом, может составлять 1,4 года. Основной мерой для снижения риска коррозии является просушка трубопроводов под вакуумом, проверка их на отсутствие течей и заполнение их азотом под давлением до 0,35 бар. Преимущества этой меры безопасности представлены в таблице ниже, остаточный риск смещается влево. D) Шах-Дениз. Оценка рисков при транспортировке морем QRA выполняется в отношении участков нефтяных, газовых и газоконденсатных трубопроводов, расположенных рядом с берегом для оценки опасностей, возникающих при транспортировке в Сангачальском заливе: » посадка судна на мель; » волочение якоря по дну, непреднамеренно, под влиянием движения судна; » в случае, когда затонуло судно. Разумные расходы по предотвращению этих опасностей рассчитываются исходя из повторяемости повреждений в течение года, а также общих расходов в связи с этими опасностями на весь период эксплуатации. Определены эффективные меры по снижению рисков для каждой опасности и рассчитаны соответствующие расходы. Анализ показывает, что риски, связанные с посадкой корабля на мель, определяют экономически обоснованную глубину траншеи для прокладки трубопровода и ее засыпки.

» Detail Design; » Testing and commissioning; » Operation; » Decommissioning and plant retiral, if required. The Verification Scheme also provides a means of controlling any subsequent addition to or modification of the safety critical system. F) Republic of Korea: EPC Value Engineering Workshop Details are confidential, however, Critical Success Factors for a major refinery revamp and modernisation project were agreed with the managing contractor to include: » Meeting the start-up date; » Meeting performance guarantees; » No cost overruns; » Synchronisation with upstream facilities; » Secure construction manpower in adequate numbers; » Construct and commission with no Lost Time Injuries; » Obtain early approval from the Regulator of Environmental Impact Assessments. An analysis of the Primary EPIC Functions led by the workshop facilitation team as shown in the figure below identified opportunities which were still achievable at the close of FEED to: » reduce equipment costs through questioning the number of cross-overs in the process plant; » increase float in the project schedule through streamlining the procurement process; » optimising offsite fabrication and the use of PAUs. Some other value improving practices could not be incorporated into this project due to time pressures, but remained available as best practices for incorporation in similar future projects. Basic Function E3: Receive inlet feed Function Engineering

Secondary Functions

Contain inlet feed

В первоначальной технической спецификации для прибрежной прокладки трубопровода указано, что трубопровод должен быть проложен и зарыт в траншею на глубине 11 метров. Результаты QRA показывают, что для обеспечения необходимых мер безопасности указанная глубина может быть уменьшена до 8,4 м. Прибрежный шельф имеет очень плавный уклон в этой части Каспийского моря, поэтому анализ QRA позволил сэкономить значительные денежные средства. Выполнение этой меры безопасности, а также таких шагов, как: » обновление навигационных карт; » встречи с начальником порта (лоцманами) и

60 ROGTEC

Secure differential pressure

Prevent overpressure

Conclusions and Summing up This article has discussed the potential of effective hazard management and value engineering programmes in the design process to make a positive impact to oil and gas field developments in the challenging natural, working and business environment of Russia. A map of the Hazard Management Process is shown below, which shows the role and position of HAZID, HAZOP and QRA in the process. A key component of the ALARP Assessment is the verification that the safety critical elements are suitable and sufficient and will remain as such through the project lifecycle. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

www.caspianoil-gas.com www.oiltech-baku.com ROGTEC

ОТ, ТБ и ООС капитанами судов относительно постановки на якорь; позволяют продемонстрировать, что остаточные риски для таких углеводородных трубопроводов, связанные с факторами транспортировки в Сангачальском заливе, становятся настолько низкими, насколько это практически осуществимо (ALARP). Исследования также показали, что разумные расходы для защиты трубопроводов от затонувших кораблей, намного ниже, чем расходы по применению дополнительных мер по снижению степени риска. E) Разработка Штокмановского месторождения. Схема проверки Схема проверки была подготовлена для основных элементов обеспечения безопасности, которые определены как достаточные меры безопасности для предотвращения, выявления, управления, смягчения и осуществления восстановления после возможных крупных аварий, определенных при проведении FEED HAZOP для береговых и морских участков магистрального трубопровода Штокман. Для каждого основного элемента обеспечения безопасности существует Стандарт технических характеристик, в котором приведены проектные данные в отношении: » его функциональности; » выживаемости элемента во время крупной аварии, для защиты от которой он предназначен; » характеристик доступности и надежности; » требований по взаимодействию с другими основными системами обеспечения безопасности. Схема проверки для основных элементов безопасности и окружающей среды определяет детали независимых мер обеспечения безопасности и проверки, необходимых для обеспечения и проверки оценки и выполнения стандарта эксплуатации во время: » детального проекта; » испытаний и ввода в эксплуатацию; » эксплуатации; и » вывода из эксплуатации и, если необходимо, демонтажа установки. Кроме того, схема проверки предоставляет средства для управления любыми дальнейшими дополнениями или модификациями важных систем обеспечения безопасности. F) Республика Корея. Стоимостно-функциональный анализ разработки, поставки и строительства (EPC) Подробная информация является конфиденциальной, однако, с исполнительным подрядчиком были согласованы основные факторы успеха по

62 ROGTEC

реконструкции нефтеперерабатывающего завода и проекта модернизации, в том числе: » соблюдение сроков ввода в эксплуатацию; » гарантия соблюдения технических характеристик; » отсутствие перерасхода средств; » синхронизация с расположенными до завода установками; » обеспечение наличия достаточного количества строителей; » строительство и ввод в эксплуатацию при отсутствии травм с временной потерей трудоспособности; » получение на ранней стадии оценок экологических последствий от сотрудника регулятивного органа. Анализ основных EPIC-функций, выполняемых группой исследований, как указано на рисунке ниже, определяет возможности достижения значений, близких к определенным FEED для: » снижения стоимости оборудования благодаря постановке под сомнение необходимости использования такого большого количества перепусков в технологической установке; » увеличения резервов времени в графике проекта путем оптимизации системы обеспечения; » оптимизации изготовления и использования предварительно собранных на заводе узлов. Некоторые меры повышения экономической эффективности не могли быть включены в этот проект в связи с ограниченным временем, но остаются доступными для применения в качестве передового опыта для аналогичных проектов в будущем. Основные функции E3. Обеспечить подачу на входе Проектирование функций

Вспомогательные функции

Ограничить подачу на входе

Обеспечить перепад давления

Предотвратить превышение давления

Заключения и выводы В данной статье обсуждались программы по эффективному управлению предотвращением опасных ситуаций и стоимостно-функциональным исследованиям во время процесса проектирования для обеспечения положительного эффекта на газовых и нефтяных месторождениях в изменяющихся условиях окружающей природной среды, рабочей среды и бизнес-среды в России. На карте процесса управления опасными ситуациями указаны роль и место в процессе мероприятий HAZID, HAZOP и QRA. Основным элементом оценки ALARP является проверка того, какие из основных элементов обеспечения безопасности подходят, являются достаточными и остаются таковыми на протяжении всего срока выполнения проекта. www.rogtecmagazine.com

HS&E

Процесс контроля опасных факторов (Карта процесса 1)

Hazard Management Process (Process Map 1)

Определение опасности (карта процесса 2) Hazard Identification (Process Map 2)

Базы данных, Дерево отказов, Подсчет деталей Data Bases, Fault Trees, Parts Counts

Разработка сценария Scenario Develpment

Анализ частоты повторений (карта процесса 4) Frequency Analysis (Process Map 4)

Оценка последствий (карта процесса 4) Cosnsequence Assessment (Process Map 4)

Оценка ухудшения Impairment Assessment

Риск (PLL, IRPA, FAR, TRIF) Risk (PLL, IRPA, FAR, TRIF)

Оценка риска Риск по сравнению с критериями приемлемости Принятие решения Risk Assessment Risk vs Acceptance Criteria Decision Making

Меры снижения риска Risk Reduction Measures

Оценка ALARP ALARP Assessment

Критерии приемлемости риска Risk Acceptance Criteria

Политики компании, группы и проекта, регулирующие деятельность Regulatory, Company, Group & Project Policies

Демонстрация ALARP (карта процесса 9) ALARP Demonstration (Process Map 9)

Любые действия и процедуры, которые признаны пригодными для использования в проекте по результатам проведенного стоимостнофункционального анализа, должны проходить процедуры HAZID и HAZOP. Тематические примеры были использованы для показа возможностей, предоставляемых этими исследованиями и анализом, в частности, в случае, если необходимо учитывать знания о регионе и опыт реализации аналогичных проектов. www.rogtecmagazine.com

Any practices and processes adopted by the project from a Value Engineering workshop are then subjected to HAZID and HAZOP. Topical examples have been used to highlight the possibilities that these studies and workshop can have, particularly when regional knowledge and project experience are considered.

ROGTEC 63

ТРУБОПРОВОД

Туркменский газ

стратегия экспорта и транскаспийские возможности

Turkmen Gas

Export Strategy and Trans-Caspian Opportunities Хамиш МакАрдл, cпециальный cоветник, Baker Botts (UK) LLP Марк Роули, партнер, Baker Botts (UK) LLP

Hamish McArdle, Special Counsel, Baker Botts (UK) LLP Mark Rowley, Partner, Baker Botts (UK) LLP

ЧАСТЬ 2

PART 2

В первой части этой статьи – “Туркменский газ – экспортная стратегия и транскаспийские возможности” – стратегия Туркменистана по экспорту газа рассматривалась с особым акцентом на историческом контексте и взаимоотношениях этой страны с Россией.

In the first part of this Article “Turkmen Gas - Export Strategy and Trans-Caspian Opportunities”“, Turkmenistan’s gas export strategy was considered with particular emphasis on the historical context, and the country’s relationship with Russia.

В Части второй мы даем оценку текущего состояния отношений между Туркменистаном и Россией и рассматриваем возможность участия Туркменистана в транскаспийском экспортном канале и поставках газа в Европу через газопровод Набукко или другие конкурирующие проекты. Новый Президент, новые акценты Вследствие повышенной зависимости от российских путей для экспорта газа в Туркменистане, с момента получения страной независимости, наблюдалось неуклонное снижение добычи и экспорта газа. Новое соглашение по газу, заключенное в 2003 году с Узбекистаном и Россией, было направлено на увеличение экспорта туркменского газа в течение 25-летнего периода, но еще больше укрепило зависимость страны от российских экспортных путей, предоставив Газпрому эффективную монополию над будущим экспортом туркменского газа. К 2005 году коммерческие условия, на которых Туркменистан мог напрямую продавать газ, изменились таким образом, что весь газ, экспортируемый Туркменистаном через Россию, покупается Газпромом на границе.

6 ROGTEC

In Part Two of this Article, we assess the current state of the Turkmen - Russian relationship, and consider the possibility of Turkmenistan committing to a TransCaspian export link and supplying gas to Europe via the Nabucco pipeline, or other competing projects. New President, New Focus In consequence of its over dependence on the Russian export route for its gas, from the time of its independence Turkmenistan has experienced a steady decline in gas output and exports. A new gas deal in 2003 agreed with Uzbekistan and Russia aimed to increase Turkmen gas exports over a 25 year period, but further consolidated the country’s dependence on Russian export routes, giving Gazprom an effective monopoly over future Turkmen gas exports. By 2005 the commercial terms on which Turkmenistan has been able to trade its gas directly had changed, so that all of the gas exported by Turkmenistan via Russia is purchased by Gazprom at the border. 2006 may prove to have been the watershed in the evolution of Turkmenistan’s gas exports. In that year, Turkmenistan demanded a price hike for its gas sales to Russia, from $65 to $100 per 1,000 cubic metres (at a time when Gazprom was selling Turkmen gas to www.rogtecmagazine.com

PIPELINING Может оказаться, что 2006 год был водоразделом в эволюции туркменского газового экспорта. В этом году Туркменистан потребовал резкого повышения цены на газ для России - с $65 до $100 за 1000 кубометров (в то время как Газпром продавал туркменский газ в Европу по цене около 260 $ за 1000 кубометров). Год 2006 - это также год смерти Президента Ниязова (Туркменбаши) и избрания Президента Бердымухамедова, который начал осуществлять более активную и более открытую оценку возможностей диверсификации экспорта углеводородов. В 2006 Европейский Союз и США непредусмотрительно упустили момент, когда следовало бы серьезно возобновить усилия, направленные на создание транскаспийского экспортного пути для туркменского газа.

Europe at around $260 per 1,000 cubic metres). 2006 also saw the death of President Niyazov (Turkmenbashi) and the election of President Berdymukhamedov, who commenced an incremental and more open assessment of the opportunities for diversification of hydrocarbon exports. In hindsight, 2006 may have been the time when the EU and the US should have seriously renewed their efforts with respect to the Trans-Caspian export route for Turkmen gas.

С 2006 года Туркменистан установил некоторые четкие внутренние приоритеты в развитии своей нефтяной и газовой индустрии, включая новые проекты в области разведки и добычи в прибрежной области и в открытом море, ускоренную разработку в туркменском секторе Каспия, создание дополнительных нефтеперерабатывающих мощностей и серьезной нефтехимической отрасли экономики.

Notwithstanding the gradual refocusing of its attention towards alternative export options, Turkmenistan has maintained a strong relationship with Russia, and has continued to develop long-term gas supply contracts, entering into two significant agreements in July 2008. The first agreement established twenty-year gas pricing principles, pegging the price paid by Russia for Turkmen gas to the average wholesale European and Ukrainian prices received by Russia, resulting in a rise from around $150 per 1,000 cubic metres in 2008, to approximately $225 per 1,000 cubic metres for 2009. The second agreement secured for Turkmenistan Russia’s financial and technical assistance for the development of transportation infrastructure and gas field development in Turkmenistan.

Несмотря на постепенное переключение внимание на альтернативные экспортные возможности, Туркменистан поддерживает прочные взаимоотношения с Россией и продолжает разрабатывать долгосрочные контракты на поставку газа, заключив в июле 2008 г. 2 значительных соглашения. Первое соглашение определило принципы ценообразования на газ на двадцатилетний период, привязав цену на туркменский газ для России к средним оптовым ценам, получаемым Россией в Европе и Украине, что привело к повышению цены с примерно $150 за 1000 кубических метров в 2008 до примерно $225 за 1000 кубических метров в 2009. Второе соглашение обеспечило Туркменистану финансовую и техническую помощь для развития транспортной инфраструктуры и разработки газовых месторождений в Туркменистане. Новые принципы ценообразования, согласованные с Россией, рассматривались как стратегическое решение России оплачивать туркменский газ фактически по рыночным (премиальным) тарифам с целью связать туркменскую газодобычу в прямой конкуренции с альтернативными “нероссийскими” проектами по экспорту газа, такими как Набукко. Аналогичным образом примерно в это же время Россия выразила желание приобрести азербайджанский экспортный газ по “европейским рыночным ценам”. www.rogtecmagazine.com

Since 2006 Turkmenistan has established some clear internal oil and gas industry development priorities, including new onshore and offshore E&P projects; the accelerated development of the Turkmen sector of the Caspian; and the development of additional refining capacity and a serious petrochemicals sector.

The new pricing principles agreed with Russia have been seen as a strategic decision by Russia to pay effectively market (premium) rates for Turkmen gas, in order to tie-up Turkmen gas production in direct competition with alternative “non-Russian” gas export projects, such as Nabucco. Similarly, around this time, Russia offered to purchase Azerbaijani export gas at “European market prices”. Recent Diplomatic Events The explosion on the Central Asia Centre Pipeline (CACP) (Dauletebad - Darylik section) near the TurkmenUzbek border in April 2009, which halted 95% of gas exports from Turkmenistan to Russia, triggered a rapid deterioration in relations between the two countries. Turkmenistan was quick to blame Russia for causing the explosion due to Gazprom’s offtake behaviour, whilst Russia asserted that poor pipeline maintenance in Turkmenistan may have been the cause. This incident follows an escalation of rhetoric, at a time when Russia has experienced falling European gas demand. With the pipeline now repaired, gas flows have still to be substantially resumed, a situation arguably to Gazprom’s advantage, but which has resulted in a

ROGTEC 65

ТРУБОПРОВОД Последние дипломатические события Взрыв на газопроводе Средняя Азия – Центр (САЦ) (Давлетбат-Дариялык), прозвучавший в апреле 2009 г. вблизи туркмено-узбекской границы, в результате которого на 95% прекратилась поставка газа из Туркменистана в Россию, стала толчком к быстрому ухудшению отношений между двумя странам. Туркменистан сразу же обвинил во взрыве Россию в связи с ее неправильными действиями по отбору газа, Россия же утверждает, будто причиной могло стать плохое обслуживание газопровода в Туркменистане. Этот инцидент произошел вслед за эскалацией риторики после того, как Россия ощутила снижение спроса со стороны Европы. Теперь, когда трубопровод восстановлен, газовые потоки все равно необходимо в основном восстановить, что вряд ли выгодно Газпрому, но что, по приблизительной оценке, привело к потере Туркменистаном до $1 миллиарда в месяц. После падения спроса со стороны покупателей Газпрома Россия пыталась пересмотреть условия, на которых Туркменистан продает газ, требуя либо сокращения фиксированных объемов, либо сокращения цены по экспортным контрактам с Россией. Переговоры продолжаются. Не исключено, что этот инцидент дал Туркменистану предлог для подвижек в сторону Транскаспийского трубопровода, сценарий которого в широком смысле согласуется с последними заявлениями Президента Бердымухамедова (и туркменского правительства в целом), содержащими завуалированную критику России и призывающими защитить рынок энергоносителей от политических рисков. В президентском обращении, прозвучавшем на международной конференции по стабильности поставок энергоносителей, которая проходила в апреле 2009 года в Ашхабаде и на которой присутствовали делегации США, ЕС и России, упор делался на необходимость диверсификации и партнерства, включении новых стран в географию экспортных путей и создание новой системы связей в Европе. Ранее в апреле 2009 г. президент России Медведев также предложил новую сделку с Европой в отношении “Энергетической Хартии”, а именно, заменить Договор к Энергетической Хартии, подписанный, но так и не ратифицированный Россией и давно отклоненный им как имеющий уклон в пользу европейских потребителей. В таком же ключе, как и Туркменистан, Президент Медведев изложил предложения России по хорошо сбалансированной системе взаимоотношений между производителями, транзитными странами и потребителями.

66 ROGTEC

loss of revenue to Turkmenistan estimated to be up to $1 billion per month. With the crash in gas demand from Gazprom’s customers, Russia has sought to reengage with Turkmenistan regarding the terms on which Turkmenistan sells its gas, requesting a reduction in either the fixed volumes or the price of the gas under the Russian export contracts. Negotiations are ongoing. Arguably this incident has given Turkmenistan a pretext to move closer to a Trans-Caspian Pipeline option, which scenario is broadly consistent with President Berdymukhamedov’s recent pronouncements (and those of the Turkmen Government generally), tacitly criticising Russia and calling for an energy market protected from political risks. The President’s address at the April 2009 international conference on energy supply stability in Ashgabat, attended by US, EU and Russian delegations, emphasised the need for energy diversification and partnership, the inclusion of new countries into the geography of export routes, and the creation of a new system of ties with Europe. Earlier in April 2009, President Medvedev of Russia had also proposed a new deal with Europe, for a new “Energy Charter”, to replace the Energy Charter Treaty, signed but never ratified by Russia, and long dismissed by it as biased in favour of European consumers. In similar terms to the position being taken by Turkmenistan, President Medvedev set out Russia’s proposals for a system fairly balanced among producers, transit countries and consumers. So the dividing lines over the future shape of the export markets of the Caspian and Central Asian states are beginning to be drawn, which are themselves closely linked to the fortunes of projects such as South Stream and Nabucco and their search for gas supplies. The signature by Turkmenistan in April 2009 of a memorandum of understanding with the German company RWE AG, itself a Nabucco shareholder, granting RWE AG access to Caspian Block 23, typifies the turn in focus of Turkmenistan to consider, if not yet to embrace, the Trans-Caspian/European export option. Trans-Caspian and Nabucco Pipelines - Problems with the Europeans? When, in 2007, Turkmenistan, Russia and Kazakhstan agreed terms for the Prikaspiiski Caspian Gas Pipeline (a Russian gas export route through which Kazakhstan and Turkmenistan had suggested that at some future point they might seek to export up to 30 billion cubic metres (bcm) per annum), President Berdymukhamedov did not exclude a Trans-Caspian gas pipeline to join with the South Caucasus Pipeline (SCP) in Azerbaijan, although he indicated that of the then available options to Turkmenistan it was the least favoured export option behind those to Iran, China and Pakistan/India. His www.rogtecmagazine.com

PIPELINING Таким образом, начинает обозначаться разделительная линия в очертаниях будущих экспортных рынков Прикаспийских и Среднеазиатских государств, которые сами по себе тесно связаны с судьбой таких проектов как Южный поток и Набукко и с их поисками поставщиков газа. Подписание Туркменистаном в апреле 2009 г. меморандума о взаимопонимании с германской компанией RWE AG, являющейся акционером Набукко, который предоставляет RWE AG доступ к каспийскому Блоку 23, олицетворяет поворот в позиции Туркменистана и его желание если и не броситься в объятия, то хотя бы рассмотреть транскаспийскую/европейскую экспортную возможность. Транскаспийский трубопровод и Набукко – проблемы с европейцами? Когда в 2007 году Туркменистан, Россия и Казахстан согласовали условия для каспийского газопровода Прикаспийский (российский экспортный путь, по которому Казахстан и Туркменистан предполагали в какой-то момент в будущем экспортировать до 30 млрд. кубометров в год), президент Бердымухамедов не исключал возможности присоединения Транскаспийского газопровода к Южнокавказскому газопроводу (ЮКГ) в Азербайджане, хотя и указал, что это была наименее предпочтительная из существующих тогда для Туркменистана возможностей после Ирана, Китая и Пакистана/Индии. Его позиция, вероятно, отражала неспособность членов ЕС вести скоординированный и ответственный разговор об экспорте газа в Европу по южному коридору, включая ЮКГ из Азербайджана в Турцию, Соединительный трубопровод Турция-Греция-Италия, Набукко из Турции в Австрию через Румынию, Болгарию и Венгрию и конкурирующий Южный Поток, спонсируемый Россией. Жизнеспособность Набукко как проекта зависит от обеспечения газа первой и второй фазы, а до сегодняшнего дня не наблюдалось прогресса в определении каких-либо конкретных поставок. Страны-акционеры проекта Набукко не смогли прийти к единодушному решению по поводу стратегии поставок и, соответственно, не получили существенной постоянной поддержки со стороны ЕС и США в деле решения вопроса о поставках. Россия успешно воспользовалась этими европейскими проблемами и выдвинула свои конкурирующие проекты – Северный поток и Южный поток, а также попыталась использовать потенциальные газовые поставки для Набукко в своих интересах, делая предложения Азербайджану и Туркменистана об экспорте газа по ценам, более тесно связанным с европейским рынком. www.rogtecmagazine.com

position perhaps reflected the failure of the EU Members to speak in a co-ordinated and committed manner regarding southern corridor gas export options to Europe, including the SCP from Azerbaijan to Turkey, the Turkey-Greece-Italy Interconnector, Nabucco from Turkey to Austria via Romania, Bulgaria and Hungary, and the rival Russian-sponsored South Stream project. Nabucco’s viability as a project depends on securing first and second-phase gas, and to date it has made no concrete progress signing-up reliable supplies. The constituent shareholding countries of Nabucco have been unable to speak with one voice on their preferred supply strategy, and accordingly have not generated significant sustained EU and US support in progressing supply commitments. Russia has successfully exploited European concerns, and promoted its rival Nord Stream and South Stream projects, and sought to tieup potential Nabucco gas supplies for itself, through approaches by Gazprom to Azerbaijan and Turkmenistan to secure gas exports at prices more closely linked to the European market. Although Shah Deniz Phase 2 gas has been touted as a potential Nabucco first phase supply, as yet, the Nabucco project has no commitment from Azerbaijan,

ROGTEC 67

ТРУБОПРОВОД Хотя месторождение Шах Дениз Фаза 2 рекламировалось как потенциальный источник поставок первой фазы Набукко, проект Набукко до сих пор не имеет обязательств на поставки со стороны Азербайджана, Туркменистана, Казахстана, Турции или Ирана. Недавнее соглашение, подписанное Азербайджаном на поставку с 2010 года 0,5 млрд. кубометров газа в Россию (и желание России значительно увеличить эти объемы и в будущем включить газ месторождения Шах Дениз Фаза 2), является показателем сложных проблем, которые все еще стоят перед проектом Набукко. Однако в некоторых кругах этот шаг Азербайджана рассматривается как козырная карта при заключении с Турцией и другими акционерами Набукко более выгодной сделки по продаже и транзиту газа. Европейские и американские компании (и правительства) выразили разочарование в связи с ощутимым отсутствием обязательств со стороны Туркменистана по отношению к проекту Набукко, но сейчас могут появиться сигналы, свидетельствующие об изменении этой позиции. Любые поставки газа из Туркменистана для Набукко вызовут необходимость транскаспийской линии для связи с Азербайджаном (или Россией), а это всегда было камнем преткновения в экспортных устремлениях Туркменистана. Имеются, однако, признаки того, что ЕС и Набукко наконецто решительно берутся за дело и в ноябре 2008 г. во Втором стратегическом обзоре по энергоносителям Евросоюза было объявлено о создании компании Caspian Development Corporation, которая сосредоточит внимание на разработке вариантов экспорта туркменского газа в Европу по южному коридору. В декабре 2008 г. австрийская компания OMV and RWE AG учредила Caspian Sea Company для оценки вариантов строительства Транскаспийского трубопровода и поиска партнеров по проекту, которые бы занимались строительством и эксплуатацией этого трубопровода. Имеются также обнадеживающие признаки того, что разногласия между

68 ROGTEC

Turkmenistan, Kazakhstan, Turkey or Iran to supply gas. The recent agreement of Azerbaijan to supply 0.5 billion cubic metres of gas to Russia from 2010 (with the Russian desire to significantly increase these volumes and to potentially include Shah Deniz Phase 2 gas) is indicative of the gas supply challenges which continue to face the Nabucco project. Although, in some circles Azerbaijan’s move is seen as a bargaining chip in order to achieve a better gas sales/transit deal with Turkey and the other Nabucco shareholders. European and US companies (and governments) have expressed frustration with Turkmenistan over a perceived lack of commitment from the country to the Nabucco project, but there may now be indications that this position is changing. Any supply of gas to Nabucco from Turkmenistan would necessitate a Trans-Caspian link to Azerbaijan (or Russia), and this has always been the principal stumbling block to Turkmenistan’s export aspirations. There are however signs that the EU and Nabucco are finally grasping this nettle, and in November 2008 the EU’s Second Strategic Energy Review announced the creation of the Caspian Development Corporation which would focus on the development of Turkmen gas export options for delivery to Europe via the southern corridor. In December 2008 the Austrian company OMV and RWE AG established the Caspian Energy Company to assess options for the building of a Trans-Caspian pipeline, and to look for partners for a project which would build and operate such a pipeline. There are also encouraging signs that the differences between Azerbaijan and Turkmenistan on their Caspian Sea boundaries (including their disputed hydrocarbon fields) may soon be resolved, although as yet there appears to be no resolution with Iran. Perhaps these are encouraging signs, and answer some of the Azerbaijani and Turkmen criticisms of Nabucco, that it has failed to establish a clear project timetable and that project financing is unresolved. The interests of Turkmenistan and the European market may truly be beginning to converge, and, notwithstanding the eventual fate of Nabucco, a Trans-Caspian pipeline may be a logical outcome, and the first building block, of such convergence. www.rogtecmagazine.com

PIPELINING Азербайджаном и Туркменистаном по поводу морской границы в Каспийском море (включая спорные месторождения углеводородов) могут быть в ближайшем будущем разрешены, хотя вопрос с Ираном остается нерешенным. Наверное, эти сигналы воодушевляют и являются ответом на некоторые критические замечания со стороны Азербайджана и Туркменистана в адрес Набукко о неспособности установить четкий график выполнения проекта и разрешить бюджетные вопросы. Интересы Туркменистана и европейского рынка, возможно, действительно начинают сближаться и, несмотря на то, как в реальности обернется судьба Набукко, Транскаспийский трубопровод может стать логическим результатом и первым камнем в фундаменте такого сближения. Какое бы решение ни принял Туркменистан в отношении Транскаспийского экспортного пути для газа, на это решение огромное влияние окажут позиции России и Азербайджана относительно их собственных требований по экспорту газа. Эти три государства, а также, в меньшей мере, Казахстан, будут главными определяющими факторами в формировании Транскаспийского рынка экспорта углеводородов и связанной с ним инфраструктуры. Достаточно ли газа? В заключение необходимо заметить, что всегда существовало беспокойство по поводу того, достаточным ли количеством газа располагает Туркменистан для реализации своих обязательств и устремлений, а также устремлений потенциальных покупателей в Европе, Китае, России и Иране. До 2008 г. эти вопросы оставались без ответа в закрытом для внешних ревизий мире Туркменистана, где отсутствие прозрачной информации о запасах препятствовало росту этой страны как главного экспортера газа. Сейчас ситуация меняется, и недавно Gaffney Cline and Associates провели ревизию месторождения Южный Йолотань-Осман в ЮгоВосточном Туркменистане, определив, что его потенциальные запасы достигают от 4 до 14 триллионов кубометров, что могло бы сделать это месторождение четвертым или пятым в мире по величине (причем, как установили Gaffney Cline and Associates, потенциал общих запасов туркменского газа составляет приблизительно 28 триллионов кубометров). Эти потенциально значительные запасы должны позволить Туркменистану действовать более напористо с существующими клиентами и, при наличии экспортных путей, на законных основаниях заявить о себе как о крупнейшем экспортере газа как на европейском рынке, так и на рынке Восточной Азии. www.rogtecmagazine.com

Whatever decision is made by Turkmenistan regarding a Trans-Caspian gas export route, such decision will be heavily influenced by the positions taken by Russia and Azerbaijan with regard to their own gas export requirements. These three countries, and to a lesser extent Kazakhstan, will be the principal determinants of the eventual shape of the Trans-Caspian hydrocarbon export market, and its associated infrastructure.

Is There Enough Gas? In conclusion, there has long been a concern that Turkmenistan may have insufficient gas to meet its commitments and aspirations, and the aspirations of its potential customers in Europe, China, Russia and Iran. These were largely unanswered questions in the self-audited world of Turkmenistan prior to 2008, where a lack of transparent reserves data had hindered Turkmenistan’s growth as a major gas exporter. Matters are now changing with a recent Gaffney Cline and Associates audit of the South Yolotan Osman Field in South East Turkmenistan indicating potential gas reserves for the field within the range of 4 to 14 trillion cubic metres, which would make the field the fourth or fifth largest in the world (Gaffney Cline and Associates also indicating potential for overall Turkmen gas reserves to be in the region of 28 trillion cubic metres). These potentially significant reserves should enable Turkmenistan to deal more assertively with its existing customers, and to legitimately establish its credentials as a major exporter to both the European and East Asian markets, export routes permitting.

ROGTEC 69

KIOGE 2009 Ежегодная поездка в Алма-Ата на Казахстанскую международную выставку и конференцию «Нефть и газ» KIOGE была очередным успехом для команды журнала ROGTEC. В связи с тем, что из-за экономического климата было меньше, чем обычно, представителей журналов, наша команда имела больше времени на общение с потенциальными и существующими клиентами. В этом году на KIOGE присутствовал и необычный участник – International House London. IH London является ведущей языковой школой и центром подготовки преподавателей английского языка и находится в центре Лондона. Учебный бизнес-центр IH London чрезвычайно эффективно проводит специальные курсы английского языка для бизнесменов и специалистов. Центр может работать в любом бизнес-секторе, а в последнее время приобрел солидную репутацию в нефтегазовой отрасли.

KIOGE 2009 The yearly trip to Almaty and KIOGE was another success for the team at ROGTEC Magazine. With a smaller than usual number of magazines attended due to the current economic climate, the Team had more time to spend with current and potential clients. KIOGE also welcomed an unusual exhibitor this year, International House London. IH London is a leading school of languages and teacher training in the heart of London. Their Executive Centre is highly effective in providing specialised English training for businesses and for professional people. The Centre can work in any industry sector but have recently developed a strong reputation in the Oil and Gas industry. At KIOGE, IH London’s Director of Business Development, Mr Duncan Jackman was visited by the British Minister for Higher Education, David Lammy. Mr Jackman was able to brief the Minister on a new project which IH London is proud to announce with TCO Chevroil in Atyrau.

Дэвид Лэмми, министр образования Великобритании, посетил во время выставки KIOGE директора по развитию бизнеса IH London господина Дункана Джекмана. Господин Джекман вкратце рассказал министру о новом проекте с компанией ТШО «Тенгиз Шевройл» в Атырау – предмете гордости IH London.

70 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

3p Arctic 2009 Журнал ROGTEC также участвовал в международной конференции и выставке «3p Arctic. Нефтегазовый Потенциал Полярных регионов», проходившей в Москве в начале октября в качестве медиа партнера. Выставка, проводившаяся на базе Государственного университета нефти и газа им. Губкина на Ленинском проспекте, была хорошей демонстрацией современных технологий геологоразведки, и среди ее многочисленных посетителей были ведущие геофизические компании, такие как Ion, TGS-Nopec, PGS, Polarcrus и многие другие. 3p Arctic 2009 ROGTEC Magazine also had commitments as a media partner at the 3p Arctic conference and Exhibition in Moscow at the beginning of October. Held at the Gubkin State University on Leninsky Prospect, the show was a good showcase of current exploration technologies and was well attended by leading geophysical companies such as Ion, TGS-Nopec, PGS, Polarcus plus many more. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 71

НОВОСТИ

Соглашение России и Словении по «Южному потоку» Соглашение о сотрудничестве при создании и эксплуатации газопровода на территории Словении подписали министр энергетики Сергей Шматко и министр экономики Словении Матей Лаховник. Соглашение было подписано в присутствии премьера-министра РФ Владимира Путина и словенским коллегой Борута Пахора. «Теперь мы подписали соглашения со всеми европейскими партнерами, необходимые для осуществления этого проекта», – сказал премьерминистр РФ Владимир Путин после подписания договора. «Южный поток», паритетными акционерами которого являются российский «Газпром» и итальянская Eni, должен, по замыслу разработчиков, начиная с 2015 года доставлять газ из России по дну Черного моря в Европу. Ранее акционеры договорились о строительстве газопровода с другими странами-участницами проекта – Италией, Венгрией, Болгарией, Грецией, Сербией и Турцией. Стоимость газопровода пропускной способностью 63 миллиарда кубометров в год оценивается в 19 – 24 миллиарда евро. Ранее Словения заявляла и о поддержке альтернативного проекта «Набукко». С помощью данного проекта Евросоюз надеется снизить зависимость от российского газа, качая его из стран Каспийского региона и Ближнего Востока.

72 ROGTEC

Russia and Slovenia in South Stream Pact Russia and Slovenia have signed a pact on the South Stream pipeline, which will transport Russian gas to Europe. Russia’s Energy Minister Sergei Shmatko and Slovenian Economy Minister Matej Lahovnik on Saturday signed the deal ensuring Slovenia’s participation in the project, Reuters reported. The deal was signed in the presence of Russian prime minister Vladimir Putin and his Slovenian counterpart Borut Pahor. Slovenia’s approval brings the South Stream pipeline a step closer to being built, though its backers - Russian gas behemoth Gazprom and Italy’s Eni - still have to raise billions of dollars to finance the project. “We have now signed deals with all the European partners needed for this project to be completed,” Putin told reporters at his Novo-Ogaryovo residency outside Moscow after signing the cooperation deal with Slovenian counterpart Borut Pahor. Slovenia is the fifth country to sign such an agreement with Russia on the South Sea pipeline, which will skirt Ukraine and cross Bulgaria, Serbia, Hungary, Greece, Slovenia to Italy. With a capacity of 63 billion cubic metres a year, the pipeline is expected to cost between 19 billion and 24 billion euros ($28 billion to $36 billion). It is due to become operational in 2015. South Stream as mooted by Russia is racing against the European Union-backed Nabucco pipeline. The EU project seeks to curb dependency on Russia by pumping gas from the Caspian and the Middle East. www.rogtecmagazine.com

NEWS

OSIsoft: официально начинает работать в России

OSIsoft: Launches Official Presence in Russia

Церемония в гостинице «Марриот Гранд», состоявшаяся в Москве в четверг 29 сентября, ознаменовала начало официального присутствия компании OSIsoft в Москве и во всей России.

A ceremony at the Grand Marriott Moscow on Tuesday, September 29 marked the formal launch of an OSIsoft presence in Moscow and throughout Russia. OSIsoft has acquired a customer list comprising more than 60 Russian companies in many industries. These companies have successfully implemented more than 100 PI Systems.

OSIsoft приобрел клиентскую базу, насчитывающую более 60 российских компаний в различных отраслях промышленности. Эти компании успешно внедрили более 100 PI Systems. «Эта хорошо устоявшаяся клиентская база – наш главный стимул объявить сегодня вечером об открытии центра продаж и клиентской поддержки OSIsoft в Москве в 2010 году,» - сообщил многочисленным собравшимся клиентам, компаниям-партнерам, аналитикам, правительственным чиновникам и партнерам Бернард Морно, президент компании OSIsoft. «Мы осознаем, что у нас есть потребность инвестировать, изучать и приспосабливаться к российскому рынку с тем, чтобы продолжать расширять эти деловые отношения. Мы предвидим долгосрочное и взаимовыгодное присутствие на российском рынке».

www.rogtecmagazine.com

“This well established user base is our main motivation to announce this evening that we will be opening an OSIsoft sales and support office in Moscow in 2010,” Bernard Morneau, president of OSIsoft, told the gathered crowd of customers and partner companies, analysts, government officials and partners. “We recognize we have a need to invest, learn and adapt to the Russian market in order to continue expanding these business relationships. We foresee a long and mutually beneficial presence in the Russian market.” Vladimir Raag, the local Business Manager in Russia, has responsibility for a formal office opening in 2010 while continuing to develop relationships with new and existing customers and partners.

ROGTEC 73

НОВОСТИ

США стремятся инвестировать в Туркменистан Вашингтон давит на Туркмению с тем, чтобы эта страна допустила к эксплуатации своих газовых месторождений американские компании.

US pushes for more Turkmen stakes The US urged Turkmenistan to allow its companies to invest in onshore Turkmen gas deposits including South Iolotan, a giant field seen as a key future source of Caspian energy.

Туркменистан представляет собой не только существенный стратегический источник углеводородов, но и увеличивающиеся инвестиционные возможности, заявил заместитель помощника госсекретаря США по вопросам Южной и Центральной Азии Джордж Крол 18 ноября в Ашхабаде, выступая на ежегодной нефтегазовой конференции, передает Гундогар.

In the Turkmen capital Ashgabat to attend an annual energy conference, US Deputy Assistant Secretary of State George Krol told Reuters US companies were keen to develop Turkmen gas but were allowed only to invest in riskier offshore projects.

«США рассматривают энергетическую безопасность как приоритетный вопрос, и Центральная Азия является важным регионом в глобальной энергетической картине», — отметил Крол. По его словам, США надеются на продолжение взаимодействия и сотрудничества с Туркменистаном по широкому спектру вопросов, не ограничиваясь энергетикой.

“US companies would like to invest not only offshore but also in onshore projects including in South Iolotan.” Central Asia, particularly Caspian deposits in Turkmenistan, has been at the centre of geopolitical rivalry involving the US, China and Russia since the region gained independence after decades of Soviet rule in the early 1990s.

Перед началом конференции Джордж Крол сообщил Reuters, что Вашингтон хотел бы, чтобы Туркмения позволила американским компаниям участвовать в добыче газа в стране. Так, сейчас американская нефтяная компания Chevron Corp ведет переговоры об участии в разработке гигантского месторождения Южный Иолотань, запасы которого могут составлять 4-14 триллионов кубометров природного газа. “Американские фирмы обладают развитыми технологическими средствами и желают инвестировать не только в эксплуатацию месторождений туркменского газа в Каспийском море, но и в проекты на суше, в том числе и в Южный Иолотань”, - заявил Крол. По его словам, до сих пор Туркмения предлагала компаниям из США лишь контракты на предоставление услуг по разведке месторождений. Пока единственной иностранной компанией, имеющей лицензию на разработку газового месторождения в Туркмении, остается китайская China National Petroleum Corp (CNPC). Туркмения рассматривается США и странами ЕС как основная сырьевая база для наполнения газопровода Nabucco, который призван доставить природный газ из Прикаспийского региона в Европу в обход России.

74 ROGTEC

“American companies have advanced technology,” Krol said in an interview.

CNPC, pushing aggressively into thinly populated Central Asia to feed its energy needs, won a licence to develop the onshore Bagtyyarlyk deposit two years ago. South Iolotan, another lucrative onshore project, contains between 4 trillion cubic metres of gas and 14 Tcm, according to Britain’s Gaffney, Cline and Associates, making it one of the world’s five largest deposits. It is seen as one of the new potential gas suppliers for the EU-backed Nabucco pipeline designed to ease Europe’s dependence on Russian gas by connecting Caspian gas with Western markets. Western companies, eyeing new energy sources in remote places in Turkmenistan as easier deposits become depleted, have urged Turkmenistan’s new leadership to allow them to bid for projects like South Iolotan. A number of smaller foreign companies are currently investing in costlier offshore Turkmen projects. Russia, which has so far controlled Turkmen gas exports through gas monopoly Gazprom, stopped imports altogether this year following an April pipeline explosion which has escalated into a diplomatic stand off over new supply terms. That has forced Turkmenistan, its budget suffering due to the row, to seek closer ties with alternative buyers like Iran, China and the West. Global oil and gas executives have flocked to Turkmenistan this week to attend the conference, an annual event used by foreign players to test the waters as they seek to convince Turkmenistan to open up to more investment. www.rogtecmagazine.com

NEWS

Chevron хочет добывать газ в Туркмении

Chevron in South Iolotan talks

Американская нефтяная компания Chevron Corp ведет переговоры с Туркменией об участии в разработке гигантского газового месторождения Южный Йолoтань, сказал в среду глава туркменского подразделения компании Дуглас Учикура.

US oil supermajor Chevron is in talks with Turkmenistan over its possible participation in developing the giant South Iolotan gas field. Washington has urged the Caspian nation to allow US companies to invest in its lucrative onshore projects but Turkmenistan has so far admitted only China National Petroleum Corporation (CNPC).

Вашингтон хотел бы, чтобы Туркмения позволила американским компаниям участвовать в добыче газа в стране. Пока единственной иностранной компанией, имеющей лицензию на разработку газового месторождения в Туркмении, остается китайская China National Petroleum Corp (CNPC). «Да, мы заинтересованы. Мы делаем предложения и ведем переговоры», – сказал Учикура Рейтер в ходе ежегодной энергетической конференции в Ашхабаде. Запасы Южного Йолoтаня могут составлять 4 – 14 триллионов кубометров газа, по оценке британской компании Gaffney, Cline and Associates, что делает его одним из пяти крупнейших месторождений в мире. В перспективе Туркмения могла бы поставлять газ с этого месторождения в Европу по планируемому газопроводу «Набукко».

Путин грозит штрафом нeфтяникaм за сжигание ПНГ Российский премьер-министр Владимир Путин пригрозил нефтяным компаниям «огромными штрафами» за несоблюдение норм сжигания попутного нефтяного газа. Премьер напомнил, что нефтяные компании обязаны утилизировать не менее 95 процентов попутного нефтяного газа с 2012 года.

Turkmenistan, an isolated country north of Iran, is at the heart of a geopolitical struggle between the US, Russia and China for access to its resources, notably its abundant gas. South Iolotan contains between 4 trillion and 14 trillion cubic metres of gas, according to Britain’s Gaffney, Cline & Associates, making it one of the world’s five largest deposits. Douglas Uchikura, head of Chevron Nebitgaz Turkmenistan, told Reuters on the sidelines of an annual energy conference that he was in talks with Turkmen officials on the project. “Yes, we are interested,” he said. “We are making proposals and we are in discussions”. South Iolotan, another key onshore project, is seen as a potential gas supplier for the EU-backed Nabucco pipeline, designed to ease Europe’s dependence on Russian gas by connecting Caspian gas with Western markets.

Putin warns gas flarers they’ll get burnt Russian oil companies will face “huge fines” should they fail to meet gas flaring targets requiring them to boost associated gas utilisation to 95% by 2012, Prime Minister Vladimir Putin said.

«Нефтяные компании, которые не выполнят этого требования, будут платить огромные штрафы», – сказал Путин.

“Oil companies that do not meet this requirement will pay huge fines,” Reuters quoted him as telling an industry meeting.

Предварительное соглашение Eni с Казахстаном

Eni ties up Kazakhstan deal

Итальянская нефтегазовая компания Eni и казахстанская национальная компания “КазМунайГаз” подписали в четверг соглашение о сотрудничестве, открывающее дорогу к многомиллиардным инвестициям в добычу и переработку нефти и газа в Казахстане. В соответствии с соглашением, говорится в сообщении Eni, стороны проведут разведку месторождений Исатай и Шагала на шельфе Каспия, изучат проекты по оптимизации использования газа, строительству газоперерабатывающего завода, газогенераторной электростанции и судостроительной верфи, а также по модернизации Павлодарского НПЗ. Планируемые с Eni проекты увеличат “казахстанскую составляющую” в газовой отрасли. www.rogtecmagazine.com

Italian oil and gas group Eni has signed a cooperation agreement with Kazakhstan’s state oil company KazMunayGas on exploration and production activities in Kazakhstan. Under the agreement, Eni and KazMunayGas will jointly study the Isatay and Shagala exploration areas located in the Caspian Sea, said Eni. The agreement also includes the optimisation of gas usage in Kazakhstan and a number of industrial initiatives including a gas sweetening plant, a gas turbine power plant, a drydock shipyard and the upgrading of the Pavlodar refinery. The agreement follows a preliminary Memorandum of Understanding signed in July 2009. Eni said it expects to further strengthen its presence in Kazakhstan, where it is co-operator in the Karachaganak field and equity partner in the Kashagan field, reported Reuters.

ROGTEC 75

НОВОСТИ

Subsea UK присматривается к России Организация Subsea UK принимает активные действия по развертыванию деятельности в России. Представители данной отраслевой организации полагают, что российский рынок предлагает существенные возможности для британского бизнеса, однако с оговоркой, что британцам стоит поторопиться, прежде чем “входная дверь” будет заперта. “Соединенное королевство обладает достаточным опытом поддержки, финансирования и реализации крупных инвестиционных проектов в области разведки и добычи, строительства соответствующих производственных объектов и инфраструктуры. Кроме этого, страна уже долгие годы успешно сотрудничает с зарубежными партнерами в этом направлении. Мы можем внести свой вклад в рост сектора разведки и добычи в России”. – заявил Алистер Бирни, Главный исполнительный директор Subsea UK, который совсем недавно вернулся из России, где он посетил Москву и Мурманск и, при поддержке крупных торговопромышленных и инвестиционных организации Великобритании, провел ряд успешных деловых переговоров. “Скандинавские компании, в частности норвежские, уже предприняли значительные действия по налаживания деловых связей в самых высоких кругах. Некоторые шотландские и английские компании, занимающиеся морской разведкой и добычей также начинают двигаться в этом направлении. Однако, нам надо понимать, что эти планы не в коем случае нельзя откладывать в долгий ящик, иначе мы попросту не выдержим конкуренции”. “Британский сектор подводного промысла шагает по миру, и северные воды России обещают стать его очередным перевалочным пунктом. Непревзойденный опыт Великобритании в построении сети поставок может стать заветным ключом на пути к безграничному потенциалу арктического шельфа России. Наша промышленность совместно с нашим правительством должны доказать российской промышленности и, соответственно, российскому правительству, что мы способны к плодотворному сотрудничеству, несмотря на возможные технические трудности, нехватку инфраструктуры и квалифицированных кадров. Во время своего визита в Мурманск, Бирни, представляя Subsea UK, подписал меморандум о соглашении с Мурманшельф, организацией, которая способствует выходу новых компаний на нефтегазовый рынок Мурманской области. Целью соглашения является развитие двусторонних отношений, способствующих участию Королевства в нефтегазовом

76 ROGTEC

Subsea UK Urges Companies to Capitalise on Opportunities in Russia Subsea UK is driving a concerted effort to capitalise on the opportunities in Russia. The industry body believes the Russian market presents significant new business for UK companies but only if they act on it now before the window of opportunity closes. “The UK has the capability and the expertise to support, finance and deliver major capital projects in upstream production, facilities or infrastructure and has a long track record in working with overseas partners in achieving success. We can help build Russian competency in the upstream sector,” said Alistair Birnie, chief executive of Subsea UK who has just returned from a highly successful trade mission to Moscow and Murmansk in association with SDI and UKT&I. “Scandinavian companies and Norway in particular have already made significant in-roads in establishing relationships at the highest level. Some Scottish and UK subsea companies are starting to do the same but we must ensure that we don’t leave it too late and lose out to our competitors. “The UK subsea sector leads the way around the world and the Northern waters of Russia promise to be the next global energy frontier. The unrivalled experience and expertise of the UK’s subsea supply chain could hold the key to unlocking the potential in the Russian Arctic shelf. Our industry and our Government need to demonstrate to Russian industry and Government that we can collaborate to overcome the technical challenges, lack of infrastructure and labour shortages.” During his visit to Murmansk, Birnie signed a Memorandum of Understanding (MoU) between Subsea UK and Murmanshelf, an organisation that helps businesses enter the oil and gas industry in the Murmansk region. The aim of the MoU is to develop relationships to facilitate UK participation in the region and ensure Uk companies are on the main contractors’ sub-vendor list. At the heart of the opportunities in this area is the giant Schtokman gas field. Located at a depth of over 300 metres and nearly 600 kilometres from the mainland, this field is estimated to hold about 1% of total global gas reserves. Investment in Schtokman alone is estimated at $50 billion with investment decisions scheduled for 2010. “Murmansk will play a critical role in the development of this field and become the centre of onshore production. The region has infrastructure developments totalling $8 billion planned which will transform this region of Russia. The Schtokman field, one of the largest developments in the world, has some unique challenges. As the first of a series of 24 field development in this region, the technologies and www.rogtecmagazine.com

NEWS секторе региона, и наделению Великобритании особых привилегий при выборе подрядчиками субпоставщиков. Особо пристальное внимание уделяется гигантскому газовому месторождению Штокман. Находясь на глубине 300 метров в 600 километрах от береговой линии, это месторождение, согласно оценкам, обладает 1 % мировых запасов газа. Объем инвестиций в данное месторождение составит порядка 50 миллиардов долларов, активная фаза реализации проекта начнется в 2010. “Особая роль в развитии данного месторождения отводится городу Мурманску, который станет центром производства на суше. Порядка 8 миллиардов долларов планируется инвестировать в строительство инфраструктуры на территории региона. Месторождение Штокман, освоение которого является одним из крупнейших проектов энергетического сектора в мире, обладает некоторыми особенностями. Являесь первым из целой серии 24 проектов в данном регионе, Штокман станет во многом показательным: технологии и методы, применяемые на данном месторождении скорее всего будут задействованы и на прочих месторождениях региона, который рискует стать настоящей “горячей точкой”. Организация Subsea UK является независимой ассоциацией промышленников и видит своей основной задачей продвижение британского сектора подводной добычи, как на самих островах, так и за границей. Более чем 200 членов организации представляют всю цепь поставок страны, в которой заняты более 40 000 человек, и объем продаж который составляет 5 миллиардов фунтов стерлингов в год.

SPE и ГКЗ договорились о сопоставлении Российской системы классификации запасов и ресурсов и Cистемы Управления Запасами и Ресурсами SPE Общество Инженеров нефтяников (SPE) и Федеральное государственное учреждение «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» (ГКЗ) подписали Меморандум о взаимопонимании, целью которого является сотрудничество в области реализации программ, способствующих достижению единого представления о классах и категориях запасов и ресурсов месторождений углеводородного сырья в мире. В соответствии с достигнутыми соглашениями, ГКЗ и SPE сформируют совместную рабочую группу, которая в период с 2010 по 2011 год будет работать над проектом гармонизации российской системы классификации запасов и ресурсов (РСКР) www.rogtecmagazine.com

methods developed here will potentially be exploited to other parts of the arctic region, making it a hotspot for our member companies. Subsea UK is a self-sustaining industry body that champions the UK subsea industry at home and abroad. With over 200 members, it represents the entire subsea supply chain in the country which employs 40,000 people and generates sales of £5 billion.

SPE and GKZ Agree to Map Russian Reserves and Resources Classification to SPE’s Petroleum Resources Management System Society of Petroleum Engineers (SPE) and the FGU State Commission on Mineral Reserves of Russia (GKZ) have entered into a Memorandum of Understanding to cooperate on programs to enhance the global understanding of petroleum reserves and resources. Under this agreement, GKZ and SPE will form a joint work group to map the Russian reserves classification system to the SPE Petroleum Resources Management System during the 2010-2011 time frame. Neither system is expected to be changed as a direct result of the MOU, and any changes will be made at the sole discretion of the relevant organization. The alignment of the two classification and categorization systems will help to ensure greater consistency of petroleum reserves and resource estimates. The two organizations also will work together to develop a workshop to be held in Moscow in 2010 on reserves estimation and classification to enhance the understanding of the technical issues related to reserves and resource assessments. месторождений нефти и газа и Cистемы Управления Запасами и Ресурсами SPE (PRMS). Настоящий Меморандум не предполагает напрямую каких-либо изменений в существующей российской системе РСКР или в системе PRMS. Любые изменения в вышеуказанных системах возможны исключительно по усмотрению компетентной организации. Проект по гармонизации двух систем будет способствовать эффективной сопоставимости при подсчете запасов и оценке запасов и ресурсов углеводородного сырья. ГКЗ и SPE также планируют совместно организовать техническую конференцию в 2010 году в Москве по вопросам систем оценки и классификации запасов и ресурсов нефтегазовых месторождений в целях лучшего понимания методики подсчета запасов и оценки ресурсов.

ROGTEC 77

Are you receiving your FREE copy? Вы еще не подписались на бесплатную рассылку номеров журнала ROGTEC? To receive a regular copy of ROGTEC, simply fill in and fax back the completed form to +350 2162 4001 Для регулярного получения номеров ROGTEC по бесплатной рассылке, пожалуйста, заполните следующую форму и отправьте ее по факсу +350 2162 4001 Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: Already receiving your copy? Pass this onto a colleague so they can receive their free subscription! Уже получаете бесплатные номера ROGTEC? Предложите своим коллегам заполнить подписную форму для бесплатной подписки на наш журнал.

ROGTEC19

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index obc

p.27

p.43

aggreko.co.uk

belvalves.com

neftegaz-expo.ru

p.11

p.05

p.37

apl.no

dupont.ru

otcnet.org

p.07

p.57

p.25

auma.com

eage.ru

powertercrussia.com

p.41

p.59 & ibc

p.09

bakerhughes.com

ite-exhibitions.com

tenaris.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79

ИНТЕРВЬЮ

ROGTEC Интервью c Полом Брикманом, региональным менеджером по России компании Aggreko The ROGTEC Interview: Paul Brickman from Aggreko Какова Ваша должность в компании и как давно Вы ее занимаете? Я региональный менеджер по России и работаю в этой должности два года. Моя роль заключается в том, чтобы быть связующим звеном между нашими европейскими предприятиями и российской командой. «Аггреко-Россия» теперь является одной из ключевых частей европейского бизнеса компании Aggreko. Как давно вы работаете в России и в Каспийском регионе? Мы зарегистрировались в России в качестве юридического лица более года назад, однако поддержку российским клиентам начали оказывать еще с 2004 г. С каким компаниями в регионе вы работаете? Мы работаем с двумя ведущими группами обслуживания нефтегазовых предприятий для одной из ведущих нефтяных компаний России, а также с крупными игроками в области нефтегазового строительства и одной из государственных компаний, работающих в области инфраструктуры энергосетей. Каков ваш последний успех на рынке? Испытание на нагрузку мощностью в 20МВА перед введением в эксплуатацию крупной буровой морской платформы. Выводили ли вы в последнее время новые продукты на рынок в этом регионе? Мы в основном занимаемся временным энергоснабжением и испытаниями на нагрузку. Однако этим летом мы заметили возросший спрос в отрасли на наши системы временного охлаждения. Ваша любимая музыкальная группа и композиция? The Who, “Won’t Get Fooled Again” Какое место на планете Вы больше всего хотели бы посетить и почему? Австралию. Там говорят по-английски и очень серьезно относятся к спорту – например, регби и крикету. Какой Ваш любимый вид спорта и за какую команду Вы болеете? Крикет. Я болею за свою местную команду – команду города Чорли на северо-западе Англии. Что Вы думаете о перспективах российского нефтегазового рынка до конца этого года и в дальнейшем? В конце четвертого квартала мы ожидаем всплеска деятельности по многим проектам, поскольку в 2009 г. многие инвестиционные решения откладывались из-за неопределенности цен на энергоносители. Предвижу рост независимых компаний, предоставляющих нефтепромысловые услуги, по мере сосредоточения крупных российских компаний на профильной производственной деятельности и более активного строительства крупных морских объектов газодобычи. Мы наблюдаем растущую тенденцию использования арендованных мощностей, вызванную тем, что компании избавляются от непрофильных активов, снимая их с баланса, и стремятся к более эффективному использованию денежных средств.

What is your position in the company and how long have you held this? Country Manager Russia – 2 years. I provide the link to our established European business for our Russian team. Aggreko Russia is now a key part of Aggreko’s European business. How long have you been in business in Russia and the Caspian? We have had a legal entity in Russia for over a year now and we have been supporting customers in Russia since 2004. What companies have you worked with in the Region? We are working with two major oil and gas service groups for one of Russia’s leading oil companies, along with major oil & gas construction players and one of the state owned energy infrastructure network companies. What is your most recent success in the market? A 20MVA commissioning load test on a major offshore platform. Have you and any recent product launches for the region? We are predominately involved with temporary power and load-testing. However, this summer we have seen an increased demand for our temporary cooling solutions in industry. What is your favourite band and track? The Who, “Won’t Get Fooled Again”. Where in the world would you most like to visit and why? Australia. They speak English and take sport such as Rugby and Cricket very seriously. What is your favourite sport, and what team do you support? Cricket, I support my local side Chorley in the Northwest of England . What are your thoughts on the Russian oil and gas market through to the end of this year and beyond? We anticipate a rush of activity late in Q4 for many projects, with so many investment decisions being postponed in 2009 due to energy price uncertainty. A growth in the independent oil field services companies as the Russian majors start to focus on core production activities and an increasing levels of construction in large offshore gas production facilities. We see an increase in the reliance of rental assets as companies jettison non-core assets from their balance sheets and seek better use of cash.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 81