ROGTEC Magaine Issue 33 by ROGTEC Magazine

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

Интервью ROGTEC: Питер ван Велсенес, руководитель отдела бурения СПД ROGTEC Interview: Peter Van Welsenes, Wells Manager, SPD Будущее рынка нефтесервиса в России The Future of the OFS Market in Russia Технология за круглым столом: Гибкие насоснокомпрессорные трубы Technology Roundtable: Coiled Tubing

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

SCHOELLEr-BLECKMAnn DArrOn SCHOELLEr-BLECKMAnn DArrOn ruSSIA ruSSIA

О КОМПАНИИ «Шоллер-Блэкманн Даррон» является одной из ведущих комО КОМПАНИИ паний, которая предлагает немагнитные утяжеленные бурильные «Шоллер-Блэкманн Даррон» является из ведущиххром, комтрубы (НУБТ), для изготовления которыходной используются паний, которая немагнитные утяжеленные бурильные молибден, азотпредлагает и другие сплавы, предотвращающие появление трубы (НУБТ), для изготовления используются хром, точечной и механической коррозии. которых Также компания осуществляет молибден, и другие сплавы, предотвращающие появление ремонтныеазот услуги бурового оборудования. точечной и механической коррозии. Такжеподход компания осуществляет Основное правило компании - гибкий ко всем запросам ремонтные услуги бурового оборудования. заказчика для эффективного и плодотворного сотрудничества. Основное правило поставку компанииоборудования - гибкий подходвысокого ко всем запросам Компания предлагает качества заказчика для эффективного и плодотворного сотрудничества. и готова работать в направлении по уменьшению стоимости и Компания поставку оборудования высокого качества улучшенияпредлагает технологии. и готова работать в направлении по уменьшению стоимости и улучшения технологии. УСЛУГИ Производство скважинного бурового оборудования как УСЛУГИ из собственной высокопрочной немагнитной стали, так и из Производство скважинного бурового оборудования как материала заказчика: из собственной высокопрочной – НУБТ, укороченные НУБТ, немагнитной стали, так и из материала заказчика: – стальные и немагнитные переводники, –– НУБТ, укороченные НУБТ,калибраторы, стальные и немагнитные –– стальные и немагнитные переводники, подъемные патрубки. – стальные и немагнитные калибраторы, –ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ подъемные патрубки. И РЕМОНТНЫЙ цЕХ: расположены в промышленной –– зоне г. Ноябрьска. ПроизПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ И РЕМОНТНЫЙ цЕХ: водственный цех имеет удобные подъездные пути, более 1000 кв. расположены в промышленной –– зоне г. Ноябрьска. Произметров территории и оснащен оборудованием, обеспечивающим водственный цех имеет удобные высокую эффективность работы.подъездные пути, более 1000 кв. метров территории и оснащен оборудованием, обеспечивающим высокую эффективность работы. КОНТРОЛЬ И ДЕфЕКТОСКОПИЯ: –– проводятся с учетом полного спектра измерительных КОНТРОЛЬ И ДЕфЕКТОСКОПИЯ: устройств и приспособлений, проникающих реагентов и ультра–– проводятся с учетом полного спектра измерительных устройств и приспособлений, проникающих реагентов и ультра-

НЕФТЕГАЗ INTERNATIONAL www.neftepixel.ru

НЕФТЕГАЗ INTERNATIONAL

звуковых систем, которые обеспечивают квалифицированную техническую оценку состояния оборудования как на территории звуковых систем, которые обеспечивают квалифицированную технического центра компании, так и на территории заказчика. техническую оценку состояния оборудования каксертифицирона территории Компания SBDR может предоставлять технического компании, так и на территории заказчика. ванных рос центра технадзором дефектоскоп истов на буровые Компания SBDR может предоставлять сертифицирои производственные базы заказчиков по всей территории ванных рос Федерации. технадзором дефектоскоп истов на буровые Российской и производственные базы заказчиков по всей территории Российской МОТОРЫФедерации. BICO Компания «Шоллер-Блэкманн Даррон» предоставляет МОТОРЫ BICO забойные двигатели BICO, основной в аренду винтовые Компания «Шоллер-Блэкманн Даррон»Роторов, предоставляет особенностью которых является наличие покрыв аренду винтовые забойные двигатели BICO,растворов) основной тых карбидом вольфрама (не боятся соляных особенностью которых является наличие Роторов, и профилированных Статоров (увеличенная почти впокры2 раза тых карбидом вольфрама (не боятся соляных растворов) мощность). и профилированных Статоров (увеличенная Преимущество «профилированной» силовойпочти пары: в 2 раза мощность). ––Новые статоры SpiroStar компании BICO обеспечивают Преимуществопрочность «профилированной» силовой пары: в них ребеспрецедентную в результате применения ––Новые статоры SpiroStar компании обеспечивают зиновых уплотнений равномерной толщины.BICO Эта революционная беспрецедентную прочность в результате применения в них реконструкция удваивает мощность при фактическом устранении зиновых уплотнений равномерной толщины. Эта революционная гистерезиса. Традиционно гистерезис является главной причиной конструкция удваивает поломок силовых узлов.мощность при фактическом устранении гистерезиса. Традиционно главной причиной –– Уникальный статоргистерезис SpiroStar является подвержен меньшему наполомок узлов. буханию силовых вследствие воздействия температур и агрессивной –– Уникальный SpiroStar подвержен меньшему на-в химической среды, статор тем самым позволяя использовать его буханию вследствие воздействия температур агрессивной более жестких условиях, чем обычные статоры.и Устойчивость химической среды, тем самым позволяяпозволит использовать его в SpiroStar к более высоким температурам преодолеть более жестких условиях, чем обычные статоры. Устойчивость существующие пределы производительности и переопределить SpiroStar к более высоким область использования ВЗД.температурам позволит преодолеть существующие пределы производительности и переопределить ––Прочность, долговечность и возросшая выходная мощность область использования ВЗД. делают статоры SpiroStar разумным выбором оптимальной про––Прочность, долговечность и возросшая выходная мощность делают статоры SpiroStar разумным выбором оптимальной про-

изводительности в сегодняшних непрерывно изменяющихся и агрессивных средах проведения работ. SHOCK EZE АМОРТИЗАТОР Амортизаторы Shock-EZE компании BICO используются для существенного поглощения ударных нагрузок и гашения вибрации при бурении. Преимущества амортизаторов Shock-EZE компании BICO: – Более высокая скорость проходки – резцы остаются в непрерывном соприкосновении с породой, способствуя гашению вертикальных колебаний и вибрации. – Увеличение срока эксплуатации резцов и подшипников посредством минимизации сколов резцов, а так же снижения пиковых нагрузок на подшипники. ОБОРУДОВАНИЕ – ПОСТАВКА, СЕРВИС Увеличенный срок службы бурильной колонны – и других узлов буровой установки, таких как навигационная электроника и бурильная колонна, вследствие гашения вибрации и осевых ударных нагрузок.

ГИДРОМЕХАНИЧЕСКИЙ БУРИЛЬНЫЙ ЯС Гидромеханические бурильные ясы Hevi-Hitter компании BIСO являются важной эффективной гарантией успешного осуществления программ бурения. Правильно установленные и эксплуатируемые бурильные ясы способны освобождать прихваченные бурильные колонны и в силу этого позволяют избежать дорогостоящих ловильных работ. Характеристики бурильных ясов Hevi-Hitter компании BIСO: –Механическая блокировка – позволяет избежать необходимость открывать яс перед подачей в скважину и эффективно устраняет непредвиденные срабатывания при спускоподъемных операциях. –Осевой регулятор вязкости – обеспечивает устойчивость гидравлических пауз с помощью компенсации изменений вязкости гидравлической жидкости, вызванной колебаниями температур. – Прочная система шлицевых соединений – обеспечение надежной передачи мощности. – Номинальная установка затвора – может быть установлена таким образом, что яс может эксплуатироваться как в условиях натяжения, так и сжатия. PBL MuLtIPLE ACtIvAtIOn AutOLOCK ByPASS SyStEM PBL – Система Обхода Многократной Активации – это

простой и надежный Инструмент, который может помочь в снижении стоимости буровых работ, выполняемых в различных условиях. Оригинальная конструкция позволяет закачивать агрессивные тампонажные материалы увеличивать циркуляцию. Инструмент PBL был разработан для облегчения многих операций в бурении, освоении и капитальном ремонте скважин, таких как: – Закачка всех типов наполнителей, включая агрессивные и цементные композиции. – Увеличение объемов циркуляции для полной очистки скважины, сокращая количество «холостых» оборотов забойного двигателя и увеличивая скорость проходки. – Увеличение скорости потока в затрубном пространстве в сильно отклоненных скважинах и горизонтальных стволах, где промывка и удаление шлама затруднены. – Замена жидкостей. – Промывка подводных морских стояков с ПВО. – Кислотные и стимулирующие обработки. – Бурение с отбором керна.

www.sbdr.ru

www.rogtecmagazine.com НЕФТЕГАЗ INTERNATIONAL

Лидерство через инновации -

Самые надежные в мире армирующие сплавы

Duraband®NC

Tel: +350 2162 4000 Fax: +350 2162 4001 Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Редактор материалов по России Russian Editor Boris Nazarov boris.nazarov@rogtecmagazine.com Bryan Harding bryan.harding@themobiusgroup.com

Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director Doug Robson doug.robson@themobiusgroup.com

Верстка и дизайн Production / Design Креативный дизайн Creative Director Saul Haslam

Поддержка обеспечена сетью в 200 компаний по нанесению во всем мире, на каждом континенте 100% без трещин и ремонтопригодные

Сокращает простои оборудования и увеличивает производительность! • Непревзойденная надежность • Отличная защита обсадки и замковых соединений • Не требует снятия ранее нанесенной армировки • Стоимость повторного нанесения на 75% ниже, чем у конкурентных трескающихся армирующих продуктов • Позволяет сократить НПВ и цикл обслуживания • Сертифицированный Fearnley Procter NS-1™ продукт для нового и повторного нанесения поверх существующей конкурентной армировки

Duraband® NC Hardbanding Для первичного и повторного использования на замковых соединениях

Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на circulation@rogtecmagazine.com. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com. Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется 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. Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact circulation@rogtecmagazine.com for further information. 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.

Идеальны для любых условий Сильно отклоненные скважины Скважины высокосернистого газа Геотермальные скважины ВД/ВТ Поставляются большинством производителей труб и арендных компаний

colin.duff@hardbandingsolutions.com

6 ROGTEC

Тел. +44 774 7468345 www.rogtecmagazine.com www.hardbandingsolutions.com

Оптимизация процессов. Повышение производительности.

МАКСИМАЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ. На всех этапах эксплуатации месторождения.

Компания FMC Technologies предоставляет полный спектр услуг, позволяющих оптимизировать разработку подводных месторождений на всех этапах эксплуатации. Наши технологии поддержания пластового давления и промыслового мониторинга повышают добычу, а технологические системы подводной комплексной подготовки добываемого продукта и сервисные услуги при проведении внутрискважинных работ увеличивают извлекаемость запасов даже из самых сложных пластов подводных месторождений. Где бы ни находилось месторождение, какой бы сложной ни была задача, мы всегда будем рядом на всех этапах эксплуатации месторождения.

www.fmctechnologies.com

С нами Вы—лидер! Всегда и во всем. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC

Содержание

Contents

Интервью ROGTEC: Питер ван Велсенес, руководитель отдела бурения СПД

The ROGTEC Interview: Peter van Welsenes, Wells Manager, SPD

Под диктовку заказчика Использование многозонного ГРП в ЛУКОЙЛ

The Future of the OFS Market in Russia: Technology and Industry Alliances

Технология за круглым столом: Гибкие насосно-компрессорные трубы

Technology Roundtable: Coiled Tubing

TNK-BP: утилизация ПНГ

TNK-BP: APG Utilization

Трансформационные технологии разработки недр

Transformative Subsurface Technologies

ТюменНИИгипрогаз: Комплексирование данных ГИС и сейсморазведки на Чиканском месторождении

TNNG: Well Logging and Seismic Data Integration at the Chikanskoye field

ВНИИГАЗ: Готовность к ЛРН на Приразломном нефтяном месторождении

VNNIGAZ: OSR at the Prirazlomnoye Oil Field

1-й Круглый Стол российских буровых подрядчиков

108

1st Russian Drilling Contractors Roundtable

Интервью ROGTEC: Тони Крэнни, региональный менеджер компании DSI PBL по России, Европе и Индии

112

The ROGTEC Interview: Tony Cranny, Regional Manager Russia, Europe & India, DSI PBL

36 8 ROGTEC

64 www.rogtecmagazine.com

MicroCORE™

Simple two in one innovation

Улучшенное понимание геологических процессов при более быстром бурении Технология MicroCORE™ Drill Bit повышает скорость проходки до 35 %, обеспечивая при этом высокое качество выбуренной породы с ненарушенной структурой, а также сохраняя важную геологическую информацию и предоставляя операторам возможность анализировать непрерывный поток ценного материала геологического пласта.*

TOTAL patented technology

*Dependent on bit size

Колонка шеф-редактора Рад приветствовать вас на страницах 33-го номера журнала ROGTEC. Этот номер, как обычно, станет самым популярным в году, учитывая приближающиеся отраслевые выставки; мы будем рады принять участие в самой важной в году российской нефтегазовой выставке MIOGE. Более 6000 экземпляров журнала будут распространяться на выставке на нашем стенде № B438 в 1-м зале 2-го павильона. В этом номере журнала ROGTEC мы публикуем несколько замечательных статей. Рубрика “Технология за круглым столом” посвящена колтюбингу – технологии небольшой, но быстро приобретающей популярность в России. Использование колтюбинга обеспечивает преимущества экономии средств и эффективности работы в определенных областях применения, и на вопросы об этом нам ответили компании: Шлюмберже, Baker Hughes, Weatherford, Trican Well Services, Tenaris и Welltec. Рынок нефтегазовых услуг в России остается клиенториентированным и растет быстрыми темпами; учитывая недавнее поглощение TNK-BP Роснефтью, будущее этого рынка обещает быть интересным. Сейчас Роснефть на паритетной основе с Газпром нефтью владеют компаниями Славнефть и Мессояханефтегаз, таким образом, на рынке возник мощный альянс, который будет контролировать развитие крупных российских месторождений до 2022 года. Наши партнеры, RPI предоставили замечательную статью на эту тему, которую стоит прочитать. Этот материал вы найдете на странице 22.

работу ТюменНИИгипрогаза о комплексировании данных ГИС и сейсморазведки на Чиканском месторождении, материал от TNK-BP об утилизации попутного нефтяного газа и статью ВНИИГАЗа о готовности Газпром нефть шельфа к ликвидации возможных разливов нефти на месторождении “Приразломное”. Также мы публикуем обзор об успешном проведении 1-го Круглого Стола Российских Буровых Подрядчиков RDCR в Москве 11 апреля. Мероприятие прошло с огромным успехом, а уникальный формат был хорошо принят всеми участвующими. Мы уже объявили о датах проведения 2-го RDCR в Москве 26 и 27 марта 2014 г. Я хочу поблагодарить всех наших партнеров – буровых подрядчиков, спонсоров и делегатов за участие в мероприятии в первый год его проведения, и буду рад встрече со всеми вами в 2014 году. Чтобы избежать огорчений, мы рекомендуем забронировать спонсорские и делегатские пакеты заранее! Я надеюсь, вам понравится этот выпуск журнала, и буду рад встретиться с вами на выставке MIOGE в конце июня. С наилучшими пожеланиями, Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@themobiusgroup.com

Интервью для этого номера журнала дал Питер Ван Велсенес, менеджер отдела по проектированию и строительству скважин компании Салым Петролеум Девелопмент. Питер ответил на вопросы о буровых мероприятиях Салым Петролеум Девелопмент и рассказал о разработке нетрадиционных коллекторов на ЗападноСалымских месторождениях. Ясно, что эксплуатируемые месторождения Сибири постепенно истощаются, поэтому одним из способов увеличения добычи для операторов в будущем станут несомненно огромные запасы нетрадиционной нефти Баженовской свиты. Мы также публикуем очередной материал от Дэвида Бэмфорда о трансформационных технологиях разведки,

10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

E50001-E440-F156-V1-5600 E50001-E440-F156-V1-5600 E50001-E440-F156-V1-5600

Надежность – Надежность – ключ к успеху на море ключ к успеху на море

Высоконадежное Высоконадежное и и высокопроизводительное высокопроизводительное оборудование оборудование Высоконадежное и высокопроизводительное оборудование для морского применения для морского применения для морского применения Решения Решения для для нефтегазовой нефтегазовой отрасли отрасли Решения для нефтегазовой отрасли Глубоководная полупогружная буровая платформа Глубоководная полупогружная буровая платформа шестого поколения Deepsea Atlantic, спроектированГлубоководная полупогружная буровая платформа шестого поколения Deepsea Atlantic, спроектированная GVA Consultants для Odfjell Drilling, которая шестого Atlantic, спроектированная GVA поколения Consultants Deepsea для Odfjell Drilling, которая является её владельцем и оператором, идеально ная GVA Consultants для Odfjell Drilling, которая является её владельцем и оператором, идеально подходит длявладельцем эксплуатации в районах с идеально высокими является её и оператором, подходит для эксплуатации в районах с высокими требованиями к экологической безопасности. Помиподходит для эксплуатации в районах с высокими требованиями к экологической безопасности. Помимо своей конструкции, обеспечивающей высокую требованиями к экологической безопасности. Помимо своей конструкции, обеспечивающей высокую эксплуатационную эффективность, на платформе мо своей конструкции, обеспечивающей высокую эксплуатационную эффективность, на платформе используются самые современные ина совершенные эксплуатационную эффективность, платформе используются самые современные и совершенные электротехничес кие решения, обеспечивающие используются самые современные и совершенные электротехнические решения, обеспечивающие безопасность эксплуатации и высокую надежность. электротехничес кие решения, обеспечивающие безопасность эксплуатации и высокую надежность. безопасность эксплуатации и высокую надежность.

www.rogtecmagazine.com

Все электрические системы платформы – от электроВсе электрические системы платформы – от электростанции до электрических – были Все электрические системыприводов платформы – от разрабоэлектростанции до электрических приводов – были разработаны и поставлены компанией SIEMENS. Платформа станции до электрических приводов – были разработаны и поставлены компанией SIEMENS. Платформа Deepsea Atlantic предназначена для работы в тяжелых таны и поставлены компанией SIEMENS. Платформа Deepsea Atlantic предназначена для работы в тяжелых климатических условиях, поэтому эксплуатационная Deepsea Atlantic предназначена для работы в тяжелых климатических условиях, поэтому эксплуатационная надежность является ключевым фактором. Решения климатических условиях, поэтому эксплуатационная надежность является ключевым фактором. Решения SIEMENS зарекомендовали здесь себя самым лучшим надежность является ключевым SIEMENS зарекомендовали здесь фактором. себя самымРешения лучшим образом,зарекомендовали подтверждая надежность, которую гарантиSIEMENS здесь себя самым лучшим образом, подтверждая надежность, которую гарантирует компания SIEMENSнадежность, для своих систем и компообразом, подтверждая которую гарантирует компания SIEMENS для своих систем и компонентов – где угодно и когда угодно. рует компания SIEMENS для своих систем и компонентов – где угодно и когда угодно. нентов – где угодно и когда угодно.

www.siemens.com/oilandgas www.siemens.com/oilandgas ROGTEC 11 www.siemens.com/oilandgas

Editors Notes EDITORSNOTES EDITORS Dear Readers, Welcome to issue 33 of ROGTEC Magazine. This is, as always, our most popular issue of the year with the summer exhibitions on the horizon and we are all looking forward to attending the most important Russian oil and gas exhibition of the year in MIOGE. We will have up to 6000 bonus copies distributed from our stand Pavilion 2, Hall 1, № B438. Back to this issue of ROGTEC, and we have some great articles. Our technology roundtable looks at a relatively small but fast growing technology area in Russia, Coiled Tubing. CT offers key cost and efficiency advantages to operators in certain areas and we pose technology questions to Schlumberger, Baker Hughes, Weatherford, Trican Well Services, Tenaris and Welltec. The oil and gas service market in Russia is still a booming, customer centric market and has an interesting future in light the recent takeover of TNK-BP by Rosneft. Rosneft now co-owns, on a parity basis with Gazprom neft, both Slavneft and Messoyakhaneftegaz, and so a powerful alliance has emerged that will control the development of Russia’s largest new fields through 2022. Our partners RPI have written a great article on this topic which is well worth a read. Please turn to page 22 for this piece. Our interview this issue is with Peter Van Welsenes, Wells Manager from SPD. We pose a number of questions to Peter on SPD’s drilling activities and also focus on their unconventional developments in the West Salym Fields. What is clear is that the existing brownfields in Siberia are in gradual decline, and tapping into the undoubtedly massive reserves of unconventional oil in the Bazhenov suite is one option that operators are considering to increase future production.

Integration at the Chikanskoye field, TNK-BP looking at APG utlilization and VNNIGAZ looking at Gazprom neft shelf’s OSR contingency plans at the Prirazlomnoye oil field and we finish this issue with a great “closure interview” with Tony Cranny for DSI PBL. We also have a post-show review on the recent 1st Russian Drilling Contractors Roundtable, RDCR, that we held in Moscow on the 11th April. It was a great success, and the unique format was well received by everyone who attended. We have announced the dates for the 2nd RDCR already, which will be held on the 26th & 27th March 2014. I would like to thank all of our drilling contractor partners, sponsors and delegates for supporting the event in its first year and look forward to seeing you all in 2014. Please book sponsorship and delegate positions early to avoid disappointment! Please enjoy this issue, and we look forward to seeing you all at MIOGE at the end of June. Best regards,

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

We also have our regular contribution from David Bamford, looking at transformative technologies in the exploration sector, TNNG look at well logging and seismic data

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

WO R

ОПТИМИЗАЦИЯ ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА / ПРОРЫВ В ТЕХНОЛОГИЯХ ВНЕДРЕНИЯ

СЛОЖНОЕ ВМЕШАТЕЛЬСТВО ЛЕГКИМ КАСАНИЕМ СОКРАЩЕНИЕ СКВАЖИННЫХ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЕЙ - УВЕЛИЧЕНИЕ ГИБКОСТИ

O REC RD

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ

стремимся к разработке новых технологий, за ко-

Системы Welltec мирового класса по внедрению

и газа за инновационное мышление.

торые мы получили ряд наград в индустрии нефти

в скважину, были разработаны с целью оптимизации объемов запасов нефти и газа за счет со-

БЫСТРЫЕ И КАЧЕСТВЕННЫЕ РЕШЕНИЯ

кращения скважинных неопределенностей и уве-

Инструменты для скважинных работ могут быть

личения гибкости. Они включают в себя четыре

доставлены легко и быстро, и монтируются на не-

основные категории, обеспечивающие мощный

больших платформах. А использование кабеля

инструментарий, при помощи которого, заказчик

обеспечивает точный контроль глубины, затрачи-

может выполнять «тяжелые» работы КРС, сохра-

вая меньше времени и задействуя меньшее коли-

няя производительность и продливая срок служ-

чество людей. Отсутствие применения дополни-

бы скважины:

тельных жидкостей дает возможность запустить скважину в производство немедленно.

•

Решения для доставки инструментов и приборов в скважину

Почти 20 лет мы предоставляем решения по сква-

•

Механические сервисы в скважине

жинным работам, что обеспечило Welltec самым

•

Технологии по очистке скважины

широким и глубоким набором инструментов, обо-

•

Технологии скважинных фрезеровочных работ

рудованием и опытом; достаточными, чтобы решить практически любую проблему.

Мы бросаем вызов, выполняя и совершенствуя оптимальные решения, основанные на потребностях наших клиентов и нашем опыте, и постоянно

Contact information: BDM Kirill Kirsanov • Welltec Oilfield Services Russia LLC • Nordstar Business Centre, 31st floor • 3/1 Begovaya

street • 125284 Moscow • phone +7 495 287 6630 • www.welltec.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Питер ван Велсенес, руководитель отдела бурения СПД The ROGTEC Interview: Peter van Welsenes, Wells Manager, SPD 14 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW В этом году компания СПД преодолела очередной впечатляющий рубеж, пробурив уже более 800 скважин. Это замечательно достижение. Планирует ли компания столь же активно продолжать свою работу по бурению скважин? В ближайшие годы мы будем продолжать разработку месторождений. Количество скважин, которое нам предстоит пробурить, будет зависеть от того, насколько быстро нам удастся прорабатывать планы бурения. Сейчас идет разработка более сложных участков наших коллекторов, что усложняет процесс планирования. Надеемся, что недавно полученные данные сейсморазведки помогут нам в этом процессе. В настоящее время мы планируем продолжать буровые работы с использованием 2 или 3 буровых установок, а это означает бурение 60 – 90 скважин в год. Какие подрядные организации привлекаются СПД для бурения скважин, и сколько времени в среднем занимает бурение одной скважины? Как это время соотносится со стандартными показателями для отрасли? Обе подрядных организации СПД по буровым работам – KCA Deutag и ССК – работают с нами с самого начала разработки месторождений. На нефтепромысле работают и многие другие специализированные сервисные компании, занимающиеся направленным бурением, цементированием, каротажом и т.д. Мы работаем на уровне лучших мировых стандартов, опираясь на выбранную компанией стратегию «Россия плюс», то есть на основе сочетания российского передового опыта и тех наработок, которые существуют в международной нефтегазовой отрасли. Мы также поощряем здоровую и честную конкуренцию между всеми компаниями, как российскими, так и международными, добиваясь постоянной оптимизации процессов и технологий. В результате мы получаем последовательное улучшение эффективности работ, что повышает нашу конкурентоспособность как по российским, так и международным стандартам. Среднее время бурения в прошлом году составляло 9,7 суток на скважину (средняя глубина – 2950 метров, угол наклона – 46 www.rogtecmagazine.com

SPD has reached a massive milestone earlier this year, drilling its 800th well. That’s an excellent achievement, but what are your drilling targets over the next couple of years? Our existing development will continue in the coming years. The number of wells to drill will depend on the speed at which we can mature new well pads. This becomes harder over time as we are targeting the more challenging parts of our reservoirs. We hope that recent seismic will help us define those areas. At the moment we are looking to continue with 2 to 3 rigs which translates to 60 – 90 wells per year. Which drilling contractors are drilling the wells for SPD, and what are the average times taken to drill a well? How does this compare to industry standards? KCAD and SSK are the two drilling contractors that have been with us since day one. Of course these contractors are supported by many additional service companies for directional drilling, cementing logging and so on. Our world class performance is based on SPD’s strategy of “Russia Plus” combining best practices of Russia with international oil & gas experience. We are stimulating fair and honest competition between local and international companies looking for constant optimization of our operations and technologies. It results in mutual improvement of overall performance and competitiveness both in Russia and abroad. The average overall time last year was 9.7 days per well with an average depths of 2950 mtrs of and an inclination of 46 deg. This is pretty impressive considering it includes all the delays related to weather, equipment failures and the like. Based on benchmark data that we have and information from our joint venture partners it confirms that we are indeed top quartile. With various contractors drilling wells, how do you ensure drilling optimization across the Salym fields? Standardisation of our well design in combination with the large number of wells has allowed us to realise significant

ROGTEC 15

ИНТЕРВЬЮ градусов). Это вполне достойный результат, учитывая, что в это время включаются и все задержки, связанные с погодными условиями, сбоями в работе оборудования и т.д. Мы сравниваем свои показатели с другими компаниями, имеем информацию от наших акционеров, и все это подтверждает, что мы находимся среди лидеров по качеству и эффективности буровых работ.

performance improvements. We have implemented incentive contracts where our drilling contractors and service companies benefit from improvements in performance. Each year these norms are revised to reflect the improvements made. We also have a routine to conduct after action reviews to help understand what went well and what room there is for improvement. These learning’s are shared between the rig teams to allow all to benefit. We also have an improvement plan with several initiatives in which we trial new concepts and technologies, mostly at one rig at the time. If the concept proves useful we will look to implement on the other rigs. What would you consider as your greatest achievement in terms of delivering a well at SPD? Of course there have been a few records in terms of days for a well (4.54 days) or meters drilled in one day (1100 m). The biggest achievement however is that we have demonstrated to be able to consistently drill our wells quickly, cheaply and safely, and that we continue to learn and improve (even after 10 years). At this point in time our three drilling rigs have a combined total of close to 3000 days without a lost time injury. It is this safe delivery of these record wells which is the true achievement. With the depletion of existing brownfields in Western Siberia, some industry analysts are saying that there is a need to develop tight oil in order to make up declining production. What role do you see tight oil playing in Russia’s oil output future?

Учитывая, что бурением у вас занимаются разные подрядчики, как вам удается обеспечить единые подходы к оптимизации буровых работ в масштабах всего месторождения? Мы используем стандартную конструкцию скважин, что в сочетании с тем фактом, что пробурено уже большое количество скважин, дает хороший эффект. Кроме того, в договорах с буровыми подрядчиками и сервисными компаниями предусмотрена серьезная

16 ROGTEC

The oil industry in Russia does not differ from that in the rest of the world. We are developing a resource and are competing at global level to do this on economic terms. We see that the current reservoirs are maturing and depletion results in less production. It is only natural to look for alternatives to make up for this decline. We venture out to new frontiers (e.g. the Arctic) we try harder in existing fields (enhanced oil recovery), or we bring in new technologies. The Liquid Rich Shales (LSR) has become attractive because of technology breakthrough and the concepts proven in the US. It so happens that much of Siberia has this unconventional play present and the advantage that it can benefit from the existing infrastructure. Amendments to the Mineral Extraction Tax are key to the economical production on tight oil, what are views on the current tax regime and do you see the RF Government changing the law in time for 2014? The government is taking a fair share of the oil revenues. Willingness to reduce this component frees up money www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

ПОСТАВЩИК ИННОВАЦИОННЫХ УСЛУГ В ОБЛАСТИ БУРЕНИЯ И ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Canada 1.780.453.3277 USa 1.337.837.8847 dieS & inSertS 1.337.837.6666 dCSaleS@mCCoyglobal.Com www.mCCoyglobal.Com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

ИНТЕРВЬЮ бонусная составляющая, дающая им большие преимущества при повышении эффективности работ. При этом каждый год условия договоров обновляются с учетом уже достигнутых показателей эффективности. Кроме того, мы всегда проводим анализ работ после истечения срока договора, отмечая и хорошие результаты и те области, где остаются возможности для совершенствования. Извлеченные по результатам этого анализа уроки затем доводятся до всех буровых бригад для того, чтобы они могли сделать необходимые выводы и для себя. Кроме того, у нас есть план инициатив в области повышения эффективности, в рамках которого нами испытываются новые методики и технологии на одной из буровых установок. Если методика оказывается эффективной, мы распространяем ее на работу других бригад. Каковы ваши лучшие результаты по строительству скважин в СПД? Наш рекордный показатель по бурению одной скважины составляет 4,54 суток, а по проходке за одни сутки – 1100 метров. Однако основное достижение в том, что нам удается на постоянной основе бурить быстро, недорого и без происшествий в области охраны труда и промышленной безопасности, и при этом мы продолжаем учиться и повышать эффективность (даже после 10 лет работы). На сегодня три наших буровых установки проработали уже почти 3000 суток без происшествий с потерей трудоспособности. Для нас особенно ценно то, что нам удается добиваться рекордных показателей без происшествий и травматизма. С истощением существующих традиционных запасов на месторождениях в Западной Сибири некоторые аналитики поднимают вопрос о необходимости разработки запасов нефти в малопроницаемых пластах для компенсации падения добычи. Какую роль, по Вашему мнению, будут играть запасы в малопроницаемых коллекторах для будущего нефтедобычи в России? В этом отношении нефтяная отрасль России не отличается от других стран мира. Мы разрабатываем запасы нефти и стремимся делать это наиболее экономичным образом, учитывая конкуренцию, которая носит глобальный характер. Да, разработка существующих запасов достигает этапа, когда их истощение уже приводит к сокращению добычи. Поэтому поиск альтернативных вариантов для компенсации этого падения вполне естественен. Нефтяная отрасль вынуждена выходить на новые

18 ROGTEC

to the oil companies who can use this to pursue more complex and costly developments. As such the government has an important tool to steer investment levels and development of natural resources of a country. Changes in tax regime are always subject to lengthy debates and long considerations. Given the amount of money involved this is understandable. I’m sure that changes will be implemented in due course, however whether this will be in 2014 I cannot say. From a countries perspective timing is not the most crucial. For SPD this is a different story as our existing development has matured and we are coming off plateau production. This brings a reduction in drilling activity and we would like to use our current level of expertise and staff to transfer to the new opportunities rather that to have to build this back up again. The Bazhenov is understood to have geological similarities with Bakken formation in North America. Can you see the technology used to economically develop tight oil at Bakken being transferred to Russia? Our first aim is to prove the concept and to demonstrate that we can significantly improve the productivity from Bazhenov wells by application of www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

ИНТЕРВЬЮ территории (разработка месторождений арктического шельфа), искать способы повышения эффективности добычи на существующих месторождениях (методы увеличения нефтеотдачи) и использовать новые технологии. Благодаря технологическим прорывам и доказанным на проектах в США подходам стала привлекательной добыча из нефтеносных сланцев. А сейчас соответствующие технологии могут найти свое применение и в Сибири, где присутствуют сходные по свойствам запасы и уже имеется инфраструктура, построенная для разработки традиционных запасов.

multi staged fractured horizontal wells. Once we have proven the concept and understand the productivity enhancements we can see how we can make this an economically viable undertaking. We hope to be able to demonstrate a similar learning curve as we have seen on our conventional wells, reducing time and cost to drill and complete a well in combination with the ability to better target sweet spots. We are hopeful that through the implementation of these technologies in combination with the right tax regime we can make the Bazhenov development economic. Producing tight oil has two major challenges, not only the fiscal regime but also technology. Do you have any specific technology that you will look to employ on you fields in Salym in the near future? Our current approach is to leverage what has been used and proven elsewhere rather than to develop our own technologies. This in itself is already a huge undertaking since equipment and resources are not readily available. Everything needs to be planned carefully as one cannot assume that resources are available in case of problems. Efficient transfer or technologies has proven to be a complex matter and it will be dangerous to assume that what has been done somewhere else can be simply copied across. We also need to learn and understand what is specific to our setting and how this impacts the technologies we want to deploy. Following the successful adoption of existing technologies we will push the boundaries by looking for further improvements and alternatives. Horizontal drilling and hydrofracturing are currently used in Russia more for conventional plays, do you see this as a key technology to transfer to tight and unconventional plays? Hydrofracturing will be the key enabler for development of the unconventional plays. At the moment this is the only effective technology that will provide sufficient contact area with the reservoir to enable sufficient flow to provide economic wells. There still is much to learn about predicting the benefits of these fracs and positioning them better. From the US we see that a large number of unconventional wells are still uneconomic.

Изменение размера налога на добычу полезных ископаемых имеет ключевое значение для экономически эффективной разработки нефти из малопроницаемых коллекторов. В этой связи, каково Ваше мнение относительно текущего налогового режима и перспектив изменения соответствующего законодательства Правительством РФ к 2014 году? Государству достается большая доля поступлений от продажи нефти. Если оно согласится отказаться

20 ROGTEC

You recently attended the 1st Russian Drilling Contractors roundtable, RDCR, did you identify any possible technologies that you would like to explore further from the event? A thematic approach certainly helps to focus attendance and have meaningful round table. Areas that might be of interest for future events are for instance development of unconventional plays, enhanced oil recovery projects, waste management and arctic frontiers. www.rogtecmagazine.com

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП INTERVIEW

“За проверенными результатами, обращайтесь к новаторам многостадийного ГРП” Наша запатентованная система StackFRAC® многостадийного ГРП в необсаженных скважинах устанавливается всего за 1 день путем активирования сброса шаров. Успешный опыт нашей работы подтвержден установкой свыше 10 600 систем по всему миру, обеспечив свыше 129 000 стадий разрыва - в различных пластах, в разнообразных условиях, для любых заказчиков. Свяжитесь с нами сегодня, и мы поможем вам найти лучшее решение в области заканчивания горизонтальных скважин.

СДЕЛАТЬ ОДИН РАЗ. СДЕЛАТЬ ПРАВИЛЬНО. www.rogtecmagazine.com

www.packersplus.com ROGTEC 21

ИНТЕРВЬЮ от какой-либо ее части, это высвободит средства для нефтяных компаний, которые смогут пустить их на разработку более сложных и дорогостоящих запасов. Поэтому в руках государства имеется эффективный инструмент, позволяющий регулировать уровень инвестиций в разработку природных ресурсов страны. Любые изменения налогового режима требуют длительных дискуссий и обсуждений. И это вполне понятно, учитывая размер сумм, о которых идет речь. Я уверен, что рано или поздно соответствующие изменения будут реализованы, хотя и не знаю, когда это случится: в 2014 году или когда-либо еще. Но для страны в целом конкретный год не так важен. Для СПД же ситуация стоит более остро: мы уже достигли пика добычи, и на этом зрелом этапе разработки добыча из традиционных источников может только сокращаться. Соответственно сокращается и объем буровых работ. В этих условиях мы можем потерять наработанный опыт и квалифицированных сотрудников, если не сможем их перевести на разработку других, нетрадиционных запасов. Считается, что баженовская свита имеет схожую геологическую структуру с месторождением Баккен в Северной Америке. Возможно ли использование в России технологий, применяемых для экономически эффективной разработки месторождения Баккен?

www.tektech.ru Компания ООО "ТЭК-Тех" осуществляет производство, инжиниринг, поставку, установку и техническое обслуживание контрольно-измерительных приборов (КИПиА), метрологического и диагностического оборудования. Спектр предлагаемой продукции охватывает оборудование для измерения, проверки, калибровки и контроля давления, уровня, расхода, температуры, влажности, электрических сигналов и параметров окружающей среды для различных областей применения. Кроме того, компания ООО "ТЭК-Тех" предлагает комплексные решения по оснащению лаборатории и организации рабочих мест. Оборудование нашей компании широко представлено во всех отраслях промышленности, государственных и территориальных органах Госстандарта, научно-исследовательских, испытательских, сервисных и учебных организация.

Для начала надо доказать саму концепцию и продемонстрировать, что производительность скважин баженовской свиты будет значительно повышена за счет использования технологии многоступенчатых гидроразрывов в горизонтальных скважинах, как это делается на Баккене. После подтверждения концепции и получения данных об ожидаемом повышении продуктивности скважин можно уже будет задуматься о том, как сделать соответствующий проект экономически выгодным. Мы надеемся, что в области бурения этих скважин мы пройдем такую же кривую обучения, как и в случае обычных скважин, сокращая время и стоимость бурения и освоения скважин, а также повышая нашу способность находить самые продуктивные для добычи места. Мы надеемся, что при наличии правильного налогового режима за счет внедрения этих технологий разработка баженовской свиты может оказаться экономически эффективной. Для разработки малопроницаемых пластов необходимо не только изменение налогового режима, но и наличие соответствующих технологий. Есть ли такие технологии у Вашей компании, которые могли бы быть применены на Салымских месторождениях в ближайшем будущем? В настоящее время наш подход состоит в том, чтобы

+7 (495) 646-2294 ООО "ТЭК-Тех" является также официальным дистрибьютором в России GE Measurment & Control Solutions (Druck), Isotech, Transmille и других ведущих мировых изготовителей с соответствующей поддержкой заводов. В нашей компании имеются центр технической поддержки, сервисный центр, склад готовой продукции для оперативных и качественных консультаций, поставок, сервиса. Мы предлагаем Вам своевременные и профессиональные решения Ваших производственных задач с использованием собственного мирового опыта. Будем рады сотрудничеству!

С уважением, Елена Владимировна Корягина Директор по маркетингу и продажам

INTERVIEW применять уже использованные в других местах и доказанные технологии, а не создавать чтолибо свое. Но даже при таком подходе задача остается очень сложной, поскольку для этого нужно специальное оборудование и другие ресурсы, которых пока нет. Необходимо будет очень тщательно подходить к вопросам планирования, так как при выходе из строя специализированного оборудования найти ему замену будет крайне сложно. Сама передача технологий таит в себе потенциальные риски – далеко не всегда те технологии, применение которых оказалось успешным в одном месте, работают столь же эффективно в другом. Нам надо будет проанализировать и понять те особенности, которые имеются у нас, и какое влияние это окажет на применимость рассматриваемых нами технологий. При их успешном испытании мы будем продолжать работу, ища возможности для их совершенствования и прорабатывая альтернативные варианты. Горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта (ГРП) сейчас применяются в России, в основном, при освоении традиционных запасов. Какую роль, по Вашему мнению, они будут играть при разработке малопроницаемых коллекторов и других нетрадиционных запасов?

Технология ГРП имеет ключевое значение для разработки нетрадиционных запасов. В настоящее время это единственная эффективная технология, создающая достаточную поверхность контакта с коллектором, что, в свою очередь, обеспечивает достаточный приток, а это уже определяет экономическую эффективность скважины. Но нам еще предстоит многое узнать о том, как извлекать максимальные преимущество от ГРП, в какой точке их проводить и т.д. По примеру США нам известно, что большое количество таких скважин, пробуренных на нетрадиционные запасы, остаются убыточными. Вы недавно принимали участие в 1-м Круглом столе российских буровых подрядчиков (RDCR). Помогло ли Вам это мероприятие найти те новые технологии, которые Вы, возможно, хотели бы попробовать в будущем? Тематическая структура этого мероприятия позволяет сконцентрировать внимание участников на тех вопросах, которые их интересуют, что делает работу круглого стола более предметной. Те темы, которые могут быть интересны для будущего – это, к примеру, разработка нетрадиционных запасов, проекты по повышению нефтеотдачи, обращение с отходами и проекты по добыче в Арктике.

Надежное и энергоэффективное решение для буровых установок?

Безусловно.

Более 100 лет в нефтегазовой промышленности используются решения АББ – мирового лидера в производстве электроприводов и двигателей наземных и шельфовых буровых установок.

Pном = 1.5 – 5600 кВт Uном = 380 – 690 В

ACS880 Multidrive – Производительность и высокая надежность Новейший электропривод ACS880 Multidrive предназначен для группового управления основными механизмами буровой установки. ACS880 существенно повышает производительность труда, способствует уменьшению затрат, обеспечивает высокую эффективность и безопасность эксплуатации. АМА423 – Новые, более легкие и компактные буровые двигатели На протяжении многих лет асинхронные двигатели АМА423 успешно работают на буровых установках в России, и отлично себя зарекомендовали. Обновленная линейка отличается низким уровнем шумов и вибраций, повышенной безопасностью для работы во взрывоопасных зонах. Эти двигатели надежны и просты в обслуживании. Получите больше информации на выставке MIOGE-2013, семинарах и промышленных форумах компании АББ.

Pном = 400 – 1180 кВт Uном = 600 – 690 В

www.abb.ru/drives www.abb.ru/motors&generators

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ

Будущее рынка нефтесервиса в России The Future of the OFS Market in Russia Вадим Кравец

Vadim Kravets

В 2012 году российский нефтесервисный рынок ознаменовали две тенденции. С одной стороны, стали набирать обороты ранее только обозначавшиеся качественные технологические изменения в предлагаемых услугах и работах: практически повседневной практикой стало горизонтальное бурение и соответствующий комплекс работ по его сопровождению, технически усложнились капитальные ремонты скважин и геофизические исследования. С другой стороны, нефтесервисный рынок окончательно стал рынком заказчика, который почти полностью определяет ценовые ограничения и технологические особенности проведения работ. Это коренным образом отличает нынешнюю рыночную ситуацию от того состояния, в котором нефтесервис находился до начала финансово-экономического кризиса 20082009 годов.

The past year, 2012, was significant for the Russian oilfield services market in light of two trends. On the one hand, the nascent technological breakthrough in service offerings continued full-on: horizontal drilling and related services have become virtually commonplace, while well workover and logging applications have become more sophisticated. On the other hand, the oilfield services market has ultimately become a customer’s market, one that almost completely controls pricing limitations and technological nuances of the work. This radically distinguishes the current competitive landscape from the state in which the oilfield service sector found itself before the 2008 and 2009 financial and economic crisis.

По всей видимости, нынешнее состояние нефтесервисного рынка продлится по крайней мере до 2014 года, то есть до начала массового промышленного освоения крупных месторождений Юрубчено-Тохомской зоны в Эвенкии и группы Мессояхских месторождений на севере ЯмалоНенецкого автономного округа (ЯНАО). При этом вовсе не факт, что через два-три года ситуация для нефтесервисных компаний станет существенного легче, так как в результате покупки «Роснефтью» ТНК-BP в конце 2012 года эта

24 ROGTEC

In all likelihood, the oilfield services market will continue in its current state until at least 2014, i.e., until the start of large-scale commercial development of major fields in the Yurubcheno-Tokhoma zone in Evenkia and Messoyakha group of fields in northern Yamal-Nenets autonomous district (YNAD) (see “Russian oil production forecast for 2013-2022”). Furthermore, it is not at all guaranteed that in two or three years the oilfield service companies will get a significant break, since the acquisition of TNK-BP by Rosneft in late 2012 allowed the state-owned buyer to influence economic behavior of not only its new subsidiary but, indirectly, the policies of Slavneft and Messoyakhaneftegaz, which after the acquisition of TNK-BP it came to co-own, on a parity basis, with Gazprom Neft. www.rogtecmagazine.com

OFS MARKET госкомпания получила возможность влиять на экономическое поведение не только этой новой своей «дочки», но и опосредованно на политику «Славнефти» и ОАО «Мессояханнефтегаз», которыми в результате покупки ТНК-B она стала владеть на паритетных началах вместе с «Газпром нефтью». Фактически в конце прошлого года сложился мощный альянс: «Роснефть» – бывшая ТНК-BP – «Славнефть» – «Мессояханефтегаз», контролирующий разработку крупнейших новых российских месторождений в перспективе до 2022 года вместе со значительной долей всего остального рынка. Структура рынка уже оформилась Чтобы понять, в каком направлении при такой расстановке сил будет развиваться рынка, надо обратиться к истории его формирования. Отечественный нефтесервисный рынок в существующей форме сложился не сразу. Первоначально пулу крупных заказчиковнедропользователей противостояла аморфная масса довольно разнокалиберных компаний-исполнителей. К 2007 году процесс структурного оформления отечественного рынка в основном закончился, и на нем выделились три группы компаний » крупные международные компании - Schlumberger, Baker Hughes, Weatherford, Halliburton; » российские нефтесервисные холдинги (например, та же «Интегра» или «Геотек»); » мелкие отечественные компании. Международные компании в подавляющем большинстве случаев имеют в своем составе предприятия, производящие оборудование, подразделения, оказывающие сервисные услуги, а также научно-технические центры. Характерной их особенностью является то, что они оказывают дорогостоящие услуги и практически никогда не торгуют своими ноу-хау, примерно так же, как этот делали западные компании еще во времена Советского Союза. Российские холдинги обычно работают в среднем ценовом диапазоне, приближаясь по качеству предоставляемых услуг к своим зарубежным конкурентам. В дальнейшем они имеют все шансы для постепенного доведения качества работ до уровня международных нефтесервисных гигантов. Некоторые из них можно считать аффилированными с отечественными ВИНК. Это, например БКЕ «Евразия» (известна своими связями с «ЛУКОЙЛом») или образованный в начале 2013 года холдинг «Башнефть – Сервисные активы» (в настоящее время является дочерним предприятием «Башнефти»). www.rogtecmagazine.com

In effect, a powerful alliance comprised of Rosneft, former TNK-BP, Slavneft and Messoyakhaneftegaz had emerged by the end of 2012, and it is this alliance that will control the development of Russia’s largest new fields through 2022 – along with a considerable share of the remaining market. Market Structure is Already in Place In order to understand the future direction of the market given this competitive environment, we should take a look at its origins. The Russian oilfield services market in its current form did not appear overnight. Initially, the pool of major subsoil-user customers was faced off with an amorphous mass of rather disparate provider companies. By 2007, the structural makeup of the domestic market was largely in place, featuring three distinct categories of companies: » Major internationals - Schlumberger, Baker Hughes, Weatherford, and Halliburton » Major Russian oilfield service provider holdings (such as Integra or Geotek) » Small-size domestic companies The vast majority of the international companies possess their own equipment manufacturing facilities, service providers and research and engineering centers. Their hallmark has been the provision of expensive services and almost never the sale of their know-how - similar to the way Western companies used to operate back in Soviet times. The Russian “holdings” typically work in the mid-price range, and the quality of their services is approaching that of their foreign competitors. In the future, they have good chances of eventually catching up with international oilfield service giants in terms of service quality. Some of these companies can be considered affiliates of Russian vertically integrated oil companies (VIOCs). Examples of these include BKE Eurasia (known for its ties to Lukoil) and Bashneft – Service Assets, founded in early 2013 and currently a subsidiary of Bashneft. Finally, the market is home to a whole lot of small independent companies, which work in the low price range segment. From a technology standpoint, demand for their services will soon be limited to the least economically and technically robust oil companies. Yet the Market has Grown It is against this service sector backdrop - and organically with it – that the financial and physical parameters of the Russian oilfield services market have evolved over the past eight to ten years. The Russian Oilfield Services Market study undertaken by RPI in early 2013 shows that on aggregate the market grew

ROGTEC 25

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ Наконец на рынке присутствует масса мелких независимых компаний, которые работают в низком ценовом диапазоне. Их услуги в технологическом плане могут в скором времени стать востребованными лишь самыми экономически и технически слабыми заказчиками. Рынок все-таки вырос На фоне этой ситуации с сервисными компаниями и взаимозависимо от нее на протяжении последних 8-10 лет изменялись финансовые и физические параметры российского нефтесервисного рынка. Проведенное компанией RPI в начале 2013 года исследование под названием «Российский рынок нефтепромыслового сервиса» показало, что в течение 2005-2012 годов суммарный объем рынка в денежном выражении, даже несмотря на кризис 2008-2009 годов, постоянно рос. За семь лет этот показатель увеличился на 122%, с 232,8 млрд рублей в 2005 году до 516,2 млрд рублей в 2012 году. Основными драйверами роста: » эксплуатационное бурение; » гидроразрыв пластов (ГРП); » капитальный ремонт скважин (КРС).

in cash terms from 2005 to 2012 even despite the 2008 and 2009 crisis. Between 2005 and 2012 the market grew 122 percent from 232.8 billion rubles in 2005 to 516.2 billion rubles in 2012. The primary growth drivers were: » Production drilling » Hydraulic fracturing » Well workovers To increase oil production, Russian oil companies engaged in extensive drilling campaigns in both new and old fields. For virtually all Russian VIOCs, drilling during this period was the main method of increasing overall hydrocarbons production. Apart form extensive increases in meters drilled, production drilling underwent certain technological improvements (for instance, horizontal drilling became more widely used). This predictably promoted the growth of related oilfield service segments, such as Measuring While Drilling (MWD) and Logging While Drilling (LWD). The hydraulic fracturing segment grew due to both wider application of this technique in new wells and the desire to use fracturing to boost flow rates in the current declining well stock (i.e., in wells completed before the current calendar year).

Годовой прирост, % Year on year growth, % 600,000 13,0%

500,000 14,4% 18,5%

400,000 15,2% 300,000

363,406

3,7%

14,3% 486,662

6,1% 516,180

425,958

376,996

317,544

268,069 232,780

200,000 100,000

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Эксплуатационное бурение - Production Drilling

Разведочное бурение - Exploration Drilling

Цементирование - Cementing

ГРП - Fracturing

Интенсификация добычи - Stimulation of Production

КРС - Workover

MWD+LWD

Прочие сегменты - Other Segments

Всего - Total

Рисунок 1. Годовые суммарные объемы нефтесервисного рынка России в 2005-2012 годах, млн рублей. Источник: Анализ RPI Figure 1. Russia’s total annual oilfield services market value in 2005-2012, millions of rubles. Source: RPI analysis Чтобы прирастить объемы нефтедобычи российские нефтегазовые компании интенсивно бурили скважины как на новых, так и на старых месторождениях. Практически для всех российских ВИНК бурение в этот период времени являлся основным способом увеличения общего объема добычи углеводородов. Помимо экстенсивного

26 ROGTEC

The workover sector grew rapidly as well interventions, especially in the ageing well stock, became increasingly costly and frequent. Consequently, in 2012 the following operations held the highest shares of the total Russian oilfield services market: » Production drilling (28 percent of the total market www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

Оптимизация эффективности ваших буровых работ

Силовой вертлюг TDS-11SA

Передовые технологии компании NOV помогают улучшить результаты бурения, повысить его безопасность и сократить усталость персонала при работе в суровых природных условиях

Механизм переноса свечи (STV)

Устройство для механизированной подвески и развинчивания труб ST-80C

Email: group@nov.com

Компания National Oilwell Varco в России: • Московский офис продаж и поддержки • Московский склад запасных частей • Местное обслуживание и технический опыт Круглосуточно

Блок противовыбросовых превенторов LXT

Электронная почта: Rig@nov.com

www.rogtecmagazine.com

Россия, Москва 115054 Павелецкая площадь 2, стр. 2, 21-й этаж Тел. +7 (495) 775-2540

Од н а ком п а н и я . . . Б е ско н еч н о е м н оже ст во р ешен и й

ROGTEC 27

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ увеличения проходки эксплуатационное бурение совершенствовалось технологически (например, более широко стало применяться горизонтальное бурение). Это закономерно вызвало рост смежных нефтесервисных сегментов, например, сегмента телеметрии и каротажа во время бурения (MWD и LWD соответственно – прим.).

in cash terms)

» Well workover (15 percent) » Pump services (10 percent) » Well logging (10 percent) » Hydraulic fracturing (nine percent) These segments held commanding heights in absolute money terms in 2012: » Production drilling – 142.8 billion rubles » Well workover – 77.5 billion rubles » Pump services – 53.7 billion rubles » Well logging – 53.4 billion rubles » Hydraulic fracturing – 44.6 billion rubles

Сегмент ГРП увеличивался как в связи со все большим распространением этих операций на новых скважин, так и стремлением поднять за счет ГРП дебиты на переходящем фонде скважин (т.е. на скважинах, пробуренных до наступления текущего календарного года).

Where we are Now Moving on to a market assessment in physical terms, we get the following picture. We will note, however, that analysis in this article is limited only to the production drilling, hydraulic fracturing and well workover segments.

Сектор КРС интенсивно рос в связи с тем, что ремонты, особенно на старом фонде скважин, становились все более дорогими и частыми по времени. 25,000

Башнефть Bashneft

динамика по отношению к предыдущему году

9,5%

dynamics compared to previous year

8,9%

20,000

17,3% 18,8%

15,000

26,3% -9,0%

10,000

-16,7%

3,1%

-1,9%

8,321.8

8,576.2

8,413.7

13,760.9

6,1% 14,602.7

19,699.6

17,994.9

Газпром нефть Gazprom neft ЛУКОЙЛ LUKOIL Роснефть Rosneft

16,522.1 -3,5%

РуссНефть RussNeft

14,090.9

Славнефть Slavneft

11,583.7

Сургутнефтегаз Surgutneftegaz

9,172.5

Татнефть Tatneft ТНК-BP TNK-BP ЮКОС YUKOS

5,000

Прочие производители Other Producers Всего - Total

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Рисунок 2. Годовые объемы эксплуатационного бурения в российских компаниях в 2002-2012 годах, тыс. м Источник: ЦДУ ТЭК Figure 2. Annual production meters drilled by Russian companies in 2002-2012, thousands of meters Source: Central Dispatch Office of the Fuel and Energy Sector В результате в 2012 году наибольшими долями в общем объеме нефтесервисного рынка России обладали: » эксплуатационное бурение (28% от общего объема рынка в денежном выражении); » капитальный ремонт скважин (15%); » насосные услуги (10%); » геофизические исследования скважин (10%); » гидроразрыв пластов (9%). В абсолютном денежном выражении в 2012 году перечисленные сегменты имели весьма впечатляющие величины:

28 ROGTEC

Between 2002 and 2012, total production meters drilled grew by 137 percent. More specifically, in the post-crisis period, the increase in the nationwide meters drilled in 2010 by 17.3 percent over the previous year fully made up for its decline in 2009. In 2011 total production meters drilled across Russia increased by a further 8.9 percent compared with 2010, closing in on 18 million meters. This trend continued in 2012: production meters drilled grew by 9.5 percent and reached a ten-year high, having come very close to 20 million tons. In the production drilling sector, horizontal drilling grew particularly fast from 2010 to 2012 – even though earlier, www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE DRILLING DRILLING

Ȼɚɣɩɚɫɧɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ 3%/ ɇɨɜɟɣɲɟɟ ɜ ɛɭɪɨɜɵɯ ɰɢɪɤɭɥɹɰɢɨɧɧɵɯ ɫɢɫɬɟɦɚɯ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ Ⱥɜɬɨɡɚɬɜɨɪɧɚɹ ɛɚɣɩɚɫɧɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ Ⱥɜɬɨɡɚɬɜɨɪɧɚɹ ɛɚɣɩɚɫɧɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ PBL®: PBL®: ɉɨɡɜɨɥɹɟɬ ɡɚɤɚɱɢɜɚɬɶ ɥɸɛɵɟ ɜɢɞɵ ɷɤɪɚɧɢɪɭɸɳɢɯ ɉɨɡɜɨɥɹɟɬ ɡɚɤɚɱɢɜɚɬɶ ɥɸɛɵɟ ɜɢɞɵ ɷɤɪɚɧɢɪɭɸɳɢɯ ɧɚɩɨɥɧɢɬɟɥɟɣ ɜɤɥɸɱɚɹ ɚɝɪɟɫɫɢɜɧɵɟ ɢ ɰɟɦɟɧɬɧɵɟ ɪɚɫɬɜɨɪɵ ɧɚɩɨɥɧɢɬɟɥɟɣ ɜɤɥɸɱɚɹ ɚɝɪɟɫɫɢɜɧɵɟ ɢ ɰɟɦɟɧɬɧɵɟ ɪɚɫɬɜɨɪɵ Ⱦɨɩɭɫɤɚɟɬ ɭɜɟɥɢɱɟɧɧɵɣ ɪɚɫɯɨɞ ɛɭɪɨɜɨɣ ɠɢɞɤɨɫɬɢ ɞɥɹ Ⱦɨɩɭɫɤɚɟɬ ɭɜɟɥɢɱɟɧɧɵɣ ɪɚɫɯɨɞ ɛɭɪɨɜɨɣ ɠɢɞɤɨɫɬɢ ɞɥɹ ɭɫɢɥɟɧɧɨɣ ɩɪɨɦɵɜɤɢ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɩɨɡɜɨɥɹɹ ɫɨɤɪɚɬɢɬɶ ɤɪɭɬɹɳɢɣ ɭɫɢɥɟɧɧɨɣ ɩɪɨɦɵɜɤɢ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɩɨɡɜɨɥɹɹ ɫɨɤɪɚɬɢɬɶ ɤɪɭɬɹɳɢɣ ɦɨɦɟɧɬ ɢ ɡɚɯɜɚɬɵɜɚɧɢɟ ɬɟɦ ɫɚɦɵɦ ɩɨɜɵɲɚɹ ɫɤɨɪɨɫɬɶ ɩɪɨɯɨɞɤɢ ɦɨɦɟɧɬ ɢ ɡɚɯɜɚɬɵɜɚɧɢɟ ɬɟɦ ɫɚɦɵɦ ɩɨɜɵɲɚɹ ɫɤɨɪɨɫɬɶ ɩɪɨɯɨɞɤɢ ɂɫɩɨɥɶɡɭɟɬɫɹ ɬɚɤɠɟ ɞɥɹ ɤɢɫɥɨɬɧɨɣ ɨɛɪɚɛɨɬɤɢ ɢ ɢɧɬɟɧɫɢɮɢɤɚɰɢɢ ɂɫɩɨɥɶɡɭɟɬɫɹ ɬɚɤɠɟ ɞɥɹ ɤɢɫɥɨɬɧɨɣ ɨɛɪɚɛɨɬɤɢ ɢ ɢɧɬɟɧɫɢɮɢɤɚɰɢɢ ɩɪɢɬɨɤɚ ɩɪɢɬɨɤɚ ɂɫɩɨɥɶɡɭɟɬɫɹ ɞɥɹ ɛɭɪɟɧɢɹ ɤɨɥɶɰɟɜɵɦ ɡɚɛɨɟɦ ɂɫɩɨɥɶɡɭɟɬɫɹ ɞɥɹ ɛɭɪɟɧɢɹ ɤɨɥɶɰɟɜɵɦ ɡɚɛɨɟɦ

Ȼɚɣɩɚɫɧɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ Ȼɚɣɩɚɫɧɚɹ ɫɢɫɬɟɦɚ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ 3%/ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ 3%/

Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/

ȼ ɞɨɩɨɥɧɟɧɢɟ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɢɦɟɟɬ ɪɹɞ ɭɧɢɤɚɥɶɧɵɯ ȼ ɞɨɩɨɥɧɟɧɢɟ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɢɦɟɟɬ ɪɹɞ ɭɧɢɤɚɥɶɧɵɯ ɨɫɨɛɟɧɧɨɫɬɟɣ ɨɫɨɛɟɧɧɨɫɬɟɣ Ȼɟɡɨɩɚɫɧɨɫɬɶ ± ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɡɚɤɪɵɜɚɟɬɫɹ ɩɪɢ ɜɵɤɥɸɱɟɧɢɢ Ȼɟɡɨɩɚɫɧɨɫɬɶ ± ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɡɚɤɪɵɜɚɟɬɫɹ ɩɪɢ ɜɵɤɥɸɱɟɧɢɢ ɧɚɫɨɫɨɜ ɫɨɤɪɚɳɚɹ ɷɮɮɟɤɬ ɫɨɨɛɳɚɸɳɢɯɫɹ ɫɨɫɭɞɨɜ ɢɥɢ ɧɚɫɨɫɨɜ ɫɨɤɪɚɳɚɹ ɷɮɮɟɤɬ ɫɨɨɛɳɚɸɳɢɯɫɹ ɫɨɫɭɞɨɜ ɢɥɢ ɜɨɡɦɨɠɧɵɟ ɩɪɨɛɥɟɦɵ ɤɨɧɬɪɨɥɢɪɨɜɚɧɢɹ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɤɨɬɨɪɵɟ ɜɨɡɦɨɠɧɵɟ ɩɪɨɛɥɟɦɵ ɤɨɧɬɪɨɥɢɪɨɜɚɧɢɹ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɤɨɬɨɪɵɟ ɦɨɝɭɬ ɜɨɡɧɢɤɚɬɶ ɭ ɞɪɭɝɢɯ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬɨɜ ɦɨɝɭɬ ɜɨɡɧɢɤɚɬɶ ɭ ɞɪɭɝɢɯ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬɨɜ Ⱥɜɬɨɡɚɬɜɨɪ ± ɮɭɧɤɰɢɹ ɚɜɬɨɡɚɬɜɨɪɚ ɩɨɡɜɨɥɹɸɳɚɹ ɜɵɬɚɫɤɢɜɚɬɶ Ⱥɜɬɨɡɚɬɜɨɪ ± ɮɭɧɤɰɢɹ ɚɜɬɨɡɚɬɜɨɪɚ ɩɨɡɜɨɥɹɸɳɚɹ ɜɵɬɚɫɤɢɜɚɬɶ ɫɩɭɫɤɨɜɭɸ ɤɨɥɨɧɧɭ ɜ ³ɫɭɯɨɦ´ ɜɢɞɟ ɢɥɢ ɡɚɩɨɥɧɹɬɶ ɫɩɭɫɤɨɜɭɸ ɫɩɭɫɤɨɜɭɸ ɤɨɥɨɧɧɭ ɜ ³ɫɭɯɨɦ´ ɜɢɞɟ ɢɥɢ ɡɚɩɨɥɧɹɬɶ ɫɩɭɫɤɨɜɭɸ ɤɨɥɨɧɧɭ ɜ ɩɪɨɰɟɫɫɟ ɫɩɭɫɤɨɩɨɞɴɟɦɧɵɯ ɨɩɟɪɚɰɢɣ ɤɨɥɨɧɧɭ ɜ ɩɪɨɰɟɫɫɟ ɫɩɭɫɤɨɩɨɞɴɟɦɧɵɯ ɨɩɟɪɚɰɢɣ ɂɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɦɨɠɟɬ ɪɚɛɨɬɚɬɶ ɧɟɫɤɨɥɶɤɨ ɰɢɤɥɨɜ ɞɨ ɡɚ ɂɧɫɬɪɭɦɟɧɬ 3%/ ɦɨɠɟɬ ɪɚɛɨɬɚɬɶ ɧɟɫɤɨɥɶɤɨ ɰɢɤɥɨɜ ɞɨ ɡɚ ɨɞɢɧ ɡɚɯɨɞ ɨɞɢɧ ɡɚɯɨɞ Ⱦɚɜɥɟɧɢɟ ɫɞɜɢɝɚ ɡɨɥɨɬɧɢɤɚ ɦɨɠɟɬ ɭɫɬɚɧɚɜɥɢɜɚɬɶɫɹ ɩɨ ɜɵɛɨɪɭ Ⱦɚɜɥɟɧɢɟ ɫɞɜɢɝɚ ɡɨɥɨɬɧɢɤɚ ɦɨɠɟɬ ɭɫɬɚɧɚɜɥɢɜɚɬɶɫɹ ɩɨ ɜɵɛɨɪɭ ɨɩɟɪɚɬɨɪɚ ɨɩɟɪɚɬɨɪɚ Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ 3%/ Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ 3%/ Ɉɩɟɪɚɰɢɢ ɢɧɬɟɧɫɢɜɧɨɣ ɩɪɨɦɵɜɤɢ ɩɪɨɜɨɞɹɬɫɹ ɫ ɩɨɦɨɳɶɸ Ɉɩɟɪɚɰɢɢ ɢɧɬɟɧɫɢɜɧɨɣ ɩɪɨɦɵɜɤɢ ɩɪɨɜɨɞɹɬɫɹ ɫ ɩɨɦɨɳɶɸ ɮɨɪɫɭɧɨɤ ɭɫɬɚɧɨɜɥɟɧɧɵɯ ɩɨ ɜɫɟɣ ɧɚɫɨɫɧɨ ɤɨɦɩɪɟɫɫɨɪɧɨɣ ɮɨɪɫɭɧɨɤ ɭɫɬɚɧɨɜɥɟɧɧɵɯ ɩɨ ɜɫɟɣ ɧɚɫɨɫɧɨ ɤɨɦɩɪɟɫɫɨɪɧɨɣ ɤɨɥɨɧɧɟ ɤɨɥɨɧɧɟ Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ Ɇɭɥɶɬɢɫɬɪɭɣɧɵɣ ɢɧɫɬɪɭɦɟɧɬ ɦɧɨɝɨɤɪɚɬɧɨɣ ɚɤɬɢɜɚɰɢɢ ɢɦɟɟɬ ɲɢɪɨɤɢɣ ɫɩɟɤɬɪ ɩɪɢɦɟɧɟɧɢɹ ɜ ɛɭɪɨɜɵɯ ɪɚɛɨɬɚɯ ɢ ɩɪɢ ɢɦɟɟɬ ɲɢɪɨɤɢɣ ɫɩɟɤɬɪ ɩɪɢɦɟɧɟɧɢɹ ɜ ɛɭɪɨɜɵɯ ɪɚɛɨɬɚɯ ɢ ɩɪɢ ɡɚɤɚɧɱɢɜɚɧɢɢ ɫɤɜɚɠɢɧ ɡɚɤɚɧɱɢɜɚɧɢɢ ɫɤɜɚɠɢɧ Ɉɱɢɫɬɤɚ ɩɪɨɬɢɜɨɜɵɛɪɨɫɨɜɵɯ ɩɪɟɜɟɧɬɟɪɨɜ ɪɚɡɞɟɥɢɬɟɥɶɧɵɯ Ɉɱɢɫɬɤɚ ɩɪɨɬɢɜɨɜɵɛɪɨɫɨɜɵɯ ɩɪɟɜɟɧɬɟɪɨɜ ɪɚɡɞɟɥɢɬɟɥɶɧɵɯ ɤɨɥɨɧɧ ɩɨɞɜɟɫɤɢ ɯɜɨɫɬɨɜɢɤɚ ɢ ɝɨɥɨɜɤɢ ɤɨɥɨɧɧɵ ɯɜɨɫɬɨɜɢɤɚ ɛɟɡ ɤɨɥɨɧɧ ɩɨɞɜɟɫɤɢ ɯɜɨɫɬɨɜɢɤɚ ɢ ɝɨɥɨɜɤɢ ɤɨɥɨɧɧɵ ɯɜɨɫɬɨɜɢɤɚ ɛɟɡ ɞɨɩɨɥɧɢɬɟɥɶɧɵɯ ɪɟɣɫɨɜ ɞɨɩɨɥɧɢɬɟɥɶɧɵɯ ɪɟɣɫɨɜ ɉɪɢ ɜɤɥɸɱɟɧɢɢ ɜ ɄɇȻɄ ɨɱɢɫɬɤɚ ɦɨɠɟɬ ɨɫɭɳɟɫɬɜɥɹɬɶɫɹ ɜ ɉɪɢ ɜɤɥɸɱɟɧɢɢ ɜ ɄɇȻɄ ɨɱɢɫɬɤɚ ɦɨɠɟɬ ɨɫɭɳɟɫɬɜɥɹɬɶɫɹ ɜ ɦɨɦɟɧɬ ɩɨɞɴɟɦɚ ɤɨɥɨɧɧɵ ɢɡ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɛɟɡ ɜɪɚɳɟɧɢɹ ɛɭɪɨɜɨɣ ɦɨɦɟɧɬ ɩɨɞɴɟɦɚ ɤɨɥɨɧɧɵ ɢɡ ɫɤɜɚɠɢɧɵ ɛɟɡ ɜɪɚɳɟɧɢɹ ɛɭɪɨɜɨɣ ɤɨɥɨɧɧɵ ɤɨɥɨɧɧɵ

Ⱥɧɚɬɨɥɢɣ ɉɥɭɤɱɢ Ⱥɧɚɬɨɥɢɣ ɉɥɭɤɱɢ ɇɨɹɛɪɶɫɤ ɇɨɹɛɪɶɫɤ ɉɪɨɦɡɨɧɚ ɉɚɧɟɥɶ ɉɪɨɦɡɨɧɚ ɉɚɧɟɥɶ əɇȺɈ Ɋɨɫɫɢɣɫɤɚɹ Ɏɟɞɟɪɚɰɢɹ əɇȺɈ Ɋɨɫɫɢɣɫɤɚɹ Ɏɟɞɟɪɚɰɢɹ Ɍɟɥ ɮɚɤɫ Ɍɟɥ ɮɚɤɫ ( PDLO VEGUBRSHUDWLRQ#PDLO UX ( PDLO VEGUBRSHUDWLRQ#PDLO UX ɇɚɢɥ ɏɭɛɛɢɬɞɢɧɨɜ ɇɚɢɥ ɏɭɛɛɢɬɞɢɧɨɜ Ɇɨɛ Ɇɨɛ www.rogtecmagazine.com www.rogtecmagazine.com ( PDLO QNKXEELWGLQRY#PDLO UX ( PDLO QNKXEELWGLQRY#PDLO UX

3%/ ± ɡɚɪɟɝɢɫɬɪɢɪɨɜɚɧɧɵɣ 3%/ ± ɡɚɪɟɝɢɫɬɪɢɪɨɜɚɧɧɵɣ ɬɨɜɚɪɧɵɣ ɡɧɚɤ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 6%2 ɬɨɜɚɪɧɵɣ ɡɧɚɤ ɤɨɦɩɚɧɢɢ 6%2

ZZZ GVL SEO FRP ZZZ GVL SEO FRP

ROGTEC ROGTEC 29 7 7

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ

» эксплуатационное бурение – 142,8 млрд рублей; » капитальный ремонт скважин – 77,5 млрд рублей; » насосные услуги – 53,7 млрд рублей); » геофизические исследования скважин – 53,4 млрд рублей);

» гидроразрыв пластов – 44,6 млрд рублей). Что мы имеем Если перейти к оценке рынка в физическом выражении (при этом заметим, что анализ в статье ограничивается только сегментами эксплуатационного бурения, ГРП и КРС), то увидим, что в течение 20022012 годов объемы проходки в эксплуатационном бурении выросли в общей сложности на 137%. В частности, в послекризисный период возрастание общероссийского объема бурения в 2010 году на 17,3% по сравнению с предыдущим годом полностью компенсировало его падение в 2009 году. В 2011 году общий объем эксплуатационного бурения в России увеличился еще на 8,9% по сравнению с 2010 годом и приблизился к отметке в 18 млн м. В 2012 году эта тенденция продолжилась: объем эксплуатационного бурения возрос на 9,5% и достиг своего максимума за последние десять лет, вплотную приблизившись к уровню в 20 млн м. В секторе эксплуатационного бурения особенно интенсивно в 2010-2012 годах развивалось горизонтальное бурение. Хотя ранее, в течение всего периода 2000-х годов, бурение горизонтальных скважин в России не было широко распространено, главным образом изза технологических сложностей – отсутствия совершенной техники для телеметрии и каротажа во время бурения, а также современных буровых растворов. В среднем по ВИНК в этот период времени доля горизонтального бурения держалась в пределах 10-12% от всего эксплуатационного бурения (доля вычислялась как доля горизонтальных скважин от всего числа введенных эксплуатационных скважин - прим.). После 2009 года наметился новый тренд в развитии горизонтального бурения – большинство российских ВИНК либо уже в 2010-2012 годах резко увеличило долю горизонтального бурения, либо намерено увеличить эту долю в течение нескольких предстоящих лет. В итоге темпы годового роста общероссийского объема горизонтального бурения выросли на 29% в 2010 году и на 25% в 2011 году (по сравнению с предыдущими годами). В 2012 году прирост объемов горизонтального бурения составил 21%. В последние два-три года в России очень широко применялись ГРП как на новых скважинах (то есть при вводе скважины), так и ГРП на переходящем фонде скважин.

30 ROGTEC

throughout the 2000s, horizontal drilling was not widely used in Russia, primarily due to engineering constraints, such as a lack of sophisticated MWD and LWD equipment and modern drilling fluids. On average across VIOCs, during this period the share of horizontal drilling stayed within 10 to 12 percent of total production drilling. (Note: This share was calculated as a percentage of horizontal wells in the total number of production wells.) After 2009, a new trend took shape in horizontal drilling – most Russian VIOCs have either already rapidly increased their proportion of horizontal drilling from 2010 to 2012, or intend to do so over the next few years. As a result, total horizontal drilling nationwide grew by 29 percent in 2010 and by 25 percent in 2011 (year on year). Horizontal meters drilled grew a further 21 percent in 2012. In the past two or three years Russia has seen extensive application of hydraulic fracturing both in new wells (i.e., wells brought on stream) and in the current declining wells. According to experts’ estimates, hydraulic fracturing is currently performed on approximately 70 percent of new wells. This is due to the fact that oil companies have to tap into poor-quality reservoirs. At Surgutneftegaz, this number is even higher, reaching nearly 80 percent of the total new well count. According to industry expert estimates, the percentage of new wells in which hydraulic fracturing is performed will increase even more in the future. In 2009, due to the economic crisis, the number of hydraulic fracturing jobs declined by 6.2 percent compared with the year before. As the crisis ended in 2009 and 2010, hydraulic fracturing started growing again. In 2012 the number of fracturing jobs on new wells increased 43.6 percent compared with 2009. In 2007 and 2008, the number of successful fracturing jobs performed by Russian VOICs on the declining well stock leveled off at around 4,000 jobs per year. (Note: A successful fracturing job is one that results in an increase in a well’s flow rate.) In 2009, due to the economic crisis and decline in investment, the annual number of fracturing jobs on the declining well stock slipped 1.3 percent over the previous year. This trend held true for all Russian VIOCs with the exception of Surgutneftegaz. In the post-crisis period, in 2010, the annual number of hydraulic fracturing operations grew 5.9 percent compared with 2009. For most companies, this growth can be viewed as compensatory. Nevertheless, in 2010 TNK-BP, the leader in the number of fracturing jobs on the declining well stock, cut the number of its jobs by 15 percent compared with the previous year. www.rogtecmagazine.com

ПРЯМАЯ ЗАЩИТА И УПРОЧНЕНИЕ ДЛЯ СЛОЖНЫХ УСЛОВИЙ РАБОТЫ

УФ-защитный экран

Устойчивая к коррозии футеровка

НОВОЕ ПОКОЛЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ. FlexSteel – единственные гибкие трубопроводы на барабанах, обладающие достаточной прочностью для укладки непосредственно на сложном ландшафте без риска поломки. Благодаря стальному армированию, обеспечивающему непревзойденную прочность и превосходную герметичность, технология прямой защиты и упрочнения

Стальное армирование

2"– 8", до 3,000 psi

FlexSteel – очевидный выбор для работы в условиях, когда поломки и аварии недопустимы. Узнайте больше на flexsteelpipe.com.

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ Согласно экспертным оценкам в настоящее время примерно на 70% новых скважин производятся операции ГРП. Это обусловлено тем, что нефтяным компаниям приходится использовать в разработке более бедные углеводородами пласты. Причем у «Сургутнефтегаза» этот показатель еще выше – практически 80% от всей величины новых скважин. В дальнейшем, удельная доля новых скважин, на которых производятся операции ГРП, согласно оценкам отраслевых экспертов, будет еще более возрастать. В 2009 году в связи с экономическим кризисом количество операций по сравнению с предыдущим годом уменьшилось на 6,2%. В 2009-2010 годах, после окончания кризиса, рост числа операций ГРП возобновился. В 2012 году количество операций ГРП на новых скважинах возросло по сравнению с 2009 годом на 43,6%. В 2007-2008 годах количество проводимых российскими ВИНК успешных операций ГРП на переходящем фонде скважин стабилизировалось на уровне примерно в 4 тыс. операций в год (успешными ГРП считаются те из них, которые привели к увеличению дебита скважины – прим.). В 2009 году вследствие экономического кризиса и снижения инвестиций годовое количество ГРП на переходящем фонде скважин по сравнению с предыдущим годом снизилось на 1,3%. Эта тенденция оказалась актуальной для всех российских ВИНК, кроме «Сургутнефтегаза». В послекризисный период, в 2010 году, годовое число операций ГРП возросло на 5,9% по сравнению с 2009 годом. Для большинства компаний этот рост можно рассматривать как отчасти восстановительный. Однако в 2010 году лидер по количеству производимых операций ГРП на переходящем фонде скважин — ТНК-BP — уменьшил число операций по сравнению с предыдущим годом на 15%. Причинами этой тенденции у компании были: » снижение удельной эффективности операций; » возможность использования альтернативных способов поддержания объемов добычи (горизонтальное бурение, ЗБС, различные методы ПНП). Несмотря на относительную стабильность объемов проводимых ВИНК операций ГРП их совокупная эффективность в 2004-2008 годах снижалась начиная с 2004 года. Основными причинами общего снижения эффективности ГРП были: » интенсивное использование данной технологии в предыдущие годы, что значительно сократило

32 ROGTEC

The reasons for that were:

» Declined per-unit effectiveness of hydraulic fracturing » Opportunities for using alternative production

maintenance methods (horizontal drilling, sidetracking, and various enhanced oil recovery techniques).

Despite the relative stability of VIOC’s fracturing work scopes, their overall effectiveness declined from 2004 to 2008. The main reasons for this decline were: » Intensive application of the technique in previous years, which significantly reduced the number of good candidate wells for hydraulic fracturing » Repeated fracturing in the same wells (which typically does not deliver significant increases in flow rates) » Limitations of using “heavy” hydraulic fracturing In 2009 the negative trend in fracturing effectiveness was reversed thanks to a certain improvement in per-well benefits enjoyed by some companies, such as TNKBP. In 2010 and 2011, the overall nationwide decline in effectiveness continued: during these years this index declined year on year by 8.2 percent and 10 percent, respectively. In 2012 the decline in overall fracturing effectiveness accelerated, dipping to 12.3 percent compared with 2011.

Tatneft succeeded in achieving the highest per-well effectiveness of hydraulic fracturing operations between 2006 and 2009. Since 2006, its target benefits per fracturing job have remained at or above 3,000 tons. For Tatneft, hydraulic fracturing is a key tool for increasing oil production, and the company seeks to maximize its impact.

CMY

In 2010 and 2011 the sector faced mixed trends in per-unit benefits, but the variance diminished. At the same time, the average per-unit benefits across Russia continued on a downward trend throughout 2009, 2010 and 2011. In 2012 a downward trend in per-unit benefits was observed virtually across all VIOCs, except for Gazprom Neft. Consequently, it declined by 16.1 percent nationwide compared with 2011. From 2005 through 2012, the average per-well fracturing effectiveness across Russia dropped 45.0 percent, from 2,724 tons to 1,500 tons per intervention. The number of workovers across the Russian petroleum sector declined from 2002 to 2004, hitting an all-time low of 29,100 jobs in 2004. On the other hand, immediately before the crisis, between 2005 and 2008, the number of these jobs grew consistently. During this period the total annual number of workovers performed in Russia grew 9.8 percent from 33,000 jobs in 2005 to 35,200 jobs in 2008. This trend was aided by the ageing of the well inventories, which required increasingly frequent interventions. In 2009 most companies cut the number of their www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 33

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ количество скважин «хороших кандидатов» на проведение ГРП; » проведение повторных операций ГРП на одних и тех же скважинах (подобные операции не приносят значимого прироста дебита); » ограниченность применения «тяжелых» ГРП.

workover jobs compared with 2008. The exception was Surgutneftegaz and Rosneft, which had to resort to workovers to maintain production rates at their ageing fields. These companies spared no effort to maximize the frequency and scope of their workover operations. As a result, Rosneft in 2009 became an absolute leader in the

Годовой прирост, % Year on year growth, % 11.

9,000 -0.5%

8,000 7,000

4.3%

10,000 10

-3.7%

35,087

35,169

33,871

2007

2008

2009

39,354

39,605

2011

2012

37,745

31,860 32,007

6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0

2005

2006

2010

Прочие производители - Other producers

ЛУКОЙЛ - LUKOIL

Сургутнефтегаз - Surgutneftegaz

РуссНефть - Russneft

Роснефть - Rosneft

Татнефть - Tatneft

Башнефть - Bashneft

Всего - Total

ТНК-BP - TNK-BP

Газпром нефть - Gazprom neft

Славнефть - Slavneft

Рисунок 3. Суммарное количество операций ГРП, проведенных российскими компаниями в 2005-2012 годах, операции. Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI, экспертные оценки Примечание. На графике изображена сумма операций ГРП на новых скважинах и переходящем фонде Figure 3. Total number of hydraulic fracturing jobs performed by Russian companies in 2005-2012, ea Source: Central Dispatch Office of the Fuel and Energy Sector, RPI analysis, expert assessments Note. The chart depicts the sum of hydraulic fracturing jobs in new wells and in current declining wells В 2009 году отрицательная динамика эффективности операций сменилась положительной – за счет некоторого увеличения удельной эффективности у отдельных компаний, в частности у ТНК-BP. В 2010 и в 2011 годах тенденция снижения суммарной общероссийской эффективности продолжилась: в рассматриваемых годах этот показатель уменьшился по сравнению с предыдущим годом соответственно на 8,2% и 10%. В 2012 темпы снижения суммарной эффективности ГРП увеличились – они достигли 12,3% по сравнению с 2011 годом. Наибольшей удельной эффективности операций ГРП в 2006-2009 годах удалось достичь «Татнефти». С 2006 года расчетная эффективность одной операции ГРП у компании не опускалась ниже 3 тыс. т. Проведение ГРП у «Татнефти» является одним из основных инструментов прироста объемов добычи, поэтому компания старается его максимально эффективно использовать. В 2010-2011 годах тенденции в изменении удельной эффективности у компаний были разнонаправленными. Однако разброс в показателях

34 ROGTEC

number of completed workover jobs – accounting for 32 percent of all workovers performed by VIOCs. (Surgutneftegaz in 2009 accounted for 17.8 percent of the VIOC jobs). In 2010 and 2011 the number of completed workovers began rising again virtually across the sector. In part, this growth can be viewed as compensatory. In 2011 the total annual number of workovers performed across Russia grew by 16 percent compared with 2008. The total number of jobs grew 0.3 percent to 39,600 jobs in 2012 over 2011. But the trends varied across different companies. The following companies increased their workover scopes relative to 2011: » Bashneft (by 1.9 percent) » Lukoil (by 18.9 percent) » Rosneft (by 4.7 percent) » Slavneft (by 4.8 percent) » Surgutneftegaz (by 1.6 percent) The following companies cut the number of workover jobs:

» Gazprom Neft (by 9.7 percent)

www.rogtecmagazine.com

OFS MARKET уменьшился. При этом величина средней по России удельной эффективности продолжила свое снижение в 2009, 2010 и 2011 годах.

» RussNeft (by 17.0 percent) » Tatneft (by 8.7 percent) » TNK-BP (by 14.1 percent)

В 2012 году негативная тенденция снижения удельной эффективности наблюдалась практически у всех ВИНК, за исключением «Газпром нефти». В результате по России в среднем она уменьшилась по сравнению с 2011 годом на 16,1%. А в течение 2005-2012 годов российская средняя удельная эффективность ГРП снизилась на 45,0%, с 2724 т до 1500 т на одну скважинную операцию.

Between 2002 and 2011, the cost per workover increased in virtually all Russian petroleum companies. As a result, from 2005 through 2011 the average per-job cost nationwide increased by 69 percent from 1.1 million rubles in 2005 to 1.9 million rubles in 2011. The main factors for the rising costs were: » Increased complexity of workovers due to the ageing of the well stock » Higher service rates, including due to inflation

Источник: ЦДУ ТЭК, анализ RPI, экспертные оценки Примечание. На графике изображена сумма операций ГРП на новых скважинах и переходящем фонде Число операций КРС в российских нефтегазовых компаниях в 2002-2004 годах сокращалось, достигнув минимального значения в 29,1 тыс. операций в 2004 году. Непосредственно в докризисный период, в 2005-2008 годах, данный показатель напротив стабильно рос. В этот период времени годовое суммарное количество операций, сделанных в

The greatest increase (in absolute terms) in the cost of this category of services occurred at Surgutneftegaz — the perjob cost across this company grew by over 281 percent to around 4.2 million rubles between 2005 and 2011. The company has been targeting the most sophisticated and advanced applications and does not seem focused on saving. From 2005 through 2011, Slavneft ranked second in workover costs. In 2011 the average cost of a workover in

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ Годовой прирост, % Year on year growth, % 45,000 40,000 35,000

-0.5% 32,007

31,860

2005

2006

11.

-3.7%

35,087

35,169

33,871

2007

2008

37,745

4.3%

39,354

39,605

2011

2012

30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0

2009

2010

Прочие производители - Other producers

ЛУКОЙЛ - LUKOIL

Сургутнефтегаз - Surgutneftegaz

РуссНефть - Russneft

Роснефть - Rosneft

Татнефть - Tatneft

Башнефть - Bashneft

Всего - Total

ТНК-BP - TNK-BP

Газпром нефть - Gazprom neft

Славнефть - Slavneft

Рисунок 4. Годовые количества операций КРС, сделанных российскими компаниями в 2002-2012 годах, операции Источник: ЦДУ ТЭК, ОАО «Татнефть» Примечание. На графике в число прочих компаний включен «ЮКОС», прекративший свою деятельность в 2006 году. Этим объясняется падение числа операций у прочих компаний в 2007 году. Figure 4. Annual number of workover jobs completed by Russian companies in 2002-2012, ea Source: Central Dispatch Office of the Fuel and Energy Sector, ОАО Tatneft Note. . In the chart, “other companies” include Yukos, which ceased operations in 2006. This is the reason for the decline in the number of jobs across the “other companies” in 2007. России, увеличилось на 9,8%, с 33 тыс. единиц в 2005 году до 35,2 тыс. единиц в 2008 году. Этой тенденции способствовало старение фондов скважин, требовавших все более частых ремонтов. В 2009 году большинство компаний уменьшили число сделанных операций КРС по сравнению с 2008 годом. Исключение из этого правила составили «Сургутнефтегаз» и «Роснефть», которые были вынуждены делать КРС для поддержания объемов добычи на своих старых месторождениях. Эти компании не экономили на частоте и объемах KРС. В итоге «Роснефть» в 2009 году превратилась в безусловного лидера по числу сделанных операций КРС (32% от общего числа операций по ВИНК). Доля «Сургутнефтегаза» в 2009 году составила 17,8% среди ВИНК. В 2010-2011 годах практически все российские компании стали наращивать число проведенных операций по КРС. Отчасти этот рост можно рассматривать как компенсационный. В 2011 году годовое число операций КРС, проведенных в целом по России, выросло по сравнению с 2008 годом на 16%. В 2012 году общее количество операций увеличилось по сравнению с 2011 годом на 0,3%, до 39,6 тыс. единиц. Однако тренды в разных компаниях были разные. Увеличили количество операций КРС по сравнению с 2011 годом: » «Башнефть» (на 1,9%);

36 ROGTEC

this company was 2.5 million rubles. Slavneft works mostly in ageing fields, which require increasingly sophisticated workovers. In 2012 workover costs continued to rise across most of the sector. Surgutneftegaz and Slavneft remained clear leaders in this category (with 4.832 million rubles per job and 2.760 million rubles per job, respectively). The only exception from this overall trend of rising workover costs in 2012 were the following companies: » Gazprom Neft (which saw its workover costs decline by 28.8 percent over 2011) » RussNeft (a decline of 25.8 percent) » TNK-BP (a decline of 27.3 percent) At Gazprom Neft and RussNeft, the cost decline resulted from the cumulative benefit of previous years’ operations, as the companies had already completed expensive workovers on many of their wells. At TNK-BP, the cost decline was due to the cost-cutting efforts during the presale mobilization of the company. If we combine the summaries of the financial and physical aspects of the current market described above, the result may at first glance seem quite satisfactory – as long as we do not delve into the details of the service demand and supply equilibrium, which is clearly skewed toward the latter. Work Conditions to Get Even Tougher When describing the above situation in the oilfield services www.rogtecmagazine.com

OFS MARKET

Полный спектр решений в области бурения Комплекты буровых установок Монтаж буровых установок Инспекция буровых установок Модернизация буровых установок Ремонт мачты Консультационные услуги Комплектование оборудования

Офис в Хьюстоне Тел.: +1 832 698 1468 Факс: +1 832 698 2575 sales@triumphrigparts.com

Офис в Москве Тел.: +7 903 240 0930 Факс: +7 495 972 4094 rigparts@mail.ru

www.Triumphrigandfab.com

www.Triumphrigparts.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 37

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ

» «ЛУКОЙЛ» (на 18,9%); » «Роснефть» (на 4,7%); » «Славнефть» (на 4,8%); » «Сургутнефтегаз» (на 1,6%). Снизили количество операций КРС следующие компании: » «Газпром нефть» (на 9,7%); » «РуссНефть» (на 17,0%); » «Татнефть» (на 8,7%); » «ТНК-BP» (на 14,1%). В период с 2002 по 2011 годы средняя стоимость одного КРС росла практически у всех российских нефтегазовых компаний. Как следствие в течение 2005-2011 годов средняя по России стоимость одной операции КРС выросла на 69% — с 1,1 млн рублей в 2005 году до 1,9 млн рублей в 2011 году. Основными причинами роста стоимости операций стали: » технологическое усложнение КРС в связи со старением фондов скважин; » увеличение расценок на работы, в том числе в связи с инфляцией. Максимальное удорожание (в абсолютных величинах) этого вида работ произошло в «Сургутнефтегазе» — за 2005-2011 годы средняя стоимость одного ремонта в компании возросла более чем на 281%, и составила около 4,2 млн рублей. Компания целенаправленно применяет наиболее технологичные и современные виды операций, не ставя во главу угла экономию финансовых средств. В 2005-2011 годах второе место по стоимости операций КРС занимала «Славнефть». В 2011 году средняя стоимость операции КРС у этой компании составила 2,5 млн рублей. «Славнефть» работает в основном на старых месторождениях, где требуется делать все более сложные ремонты скважин. В 2012 году в большинстве компаний стоимость операций КРС продолжила расти. Ярко выраженными лидерами в этой сфере остались «Сургутнефтегаз» (4,83 млн рублей за операцию) и «Славнефть» (2,760 млн рублей). Исключением из общего правила повышения стоимости ремонтов в 2012 году оказались: » «Газпром нефть» (снижение стоимости на 28,8% по сравнению с 2011 годом); » «РуссНефть» (уменьшение на 25,8%); » ТНК-BP (падение на 27,3%). В «Газпром нефти» и «РуссНефти» уменьшение стоимости явилось следствием накопленного эффекта предыдущих лет, когда уже были

38 ROGTEC

market, most industry experts define it as quite worrisome, although not without hope for service providers. More specifically, ООО Bashneft – Service Assets General Director Kamil Zakirov says that “the oilfield services market has not yet fully become a customer’s market – in some segments demand outpaces supply. But in general the work and service price dynamics have stayed below the level of inflation”. And he does not think the situation will get any better going forward. For instance, Rosneft will have to give up TNK-BP’s practice of long-term contracts and will switch back to annual contracts. But the small-company sector will avoid multiple bankruptcies because the overall market is growing. But other oilfield service companies have a more pessimistic outlook. For instance, Gazprom Burenie believes that the work conditions have become tougher and tougher each year. And 2012 was no exception and continued on the trend observed since around 2010. Last year, drilling service rates nationwide grew by a factor that is two to three times lower than annual inflation. In some regions, such as Novy Urengoi, they even declined. In contrast to foreign counterparts, Russian contractors have to shoulder certain risks, such as geological risks. This is a requirement typically put forward by customers even before bidding begins. Drillers, if they want to bid, have to accept it. If risks are materialized, contractors may incur significant losses, which is particularly detrimental to small companies. And given the shrinking customer base, the conditions will get even tougher over the next few years. In fact, this is already happening. According to Gazprom Burenie, small – and sometimes not very small – companies are leaving regional markets. This process is already observed today, in particular, in the Samara region. Newsco, a company engaged in drilling engineering support, MWD and LWD services, notes that the cost of oilfield services during the past year remained nearly unchanged, putting companies within this oilfield service segment in a difficult economic situation. Burintekh believes that Russian oilfield service companies are being rapidly driven from the market by more powerful international competitors. And the domestic providers do not receive any government support, something that feel entitled to. Subsoil users reap considerable profits, while many service providers, especially Russian ones, are pushed to the brink of survival. Moreover, the problem of delayed payments for services has recently deteriorated. It seems as though the more economically vulnerable oilfield service companies “credit” subsoil users, who are far better off financially. Burintekh predicts that if nothing changes in the next two or three years, Russia will be faced with a situation where a small number of subsoil users will be pitted against an equally limited number of big oilfield service provider holdings, including foreign ones. And it is impossible to predict which way the markets will go after that. www.rogtecmagazine.com

OFS MARKET произведены дорогостоящие ремонты на множестве скважин. В ТНК-BP падение стоимости стало следствием экономии затрат на ремонты в период предпродажной подготовки компании. Если соединить в единое целое описание финансового и физического текущего состояние рынка, то оно кажется на первый взгляд вполне удовлетворительным, если не вдаваться в детали баланса спроса и предложения услуг и работ, явно смещенного в пользу второго фактора. Условия работы еще более ужесточатся Оценивая описанную выше ситуацию на нефтесервисном рынке, большинство отраслевых экспертов определяют ее как весьма тревожную, хотя и не безвыходную для сервисных компаний. Например, генеральный директор ООО «БашнефтьСервисный активы» Камиль Закиров считает, что «нефтесервисный рынок все-таки еще не окончательно стал рынком заказчика – по некоторым видам деятельности спрос опережает предложение. Хотя в целом динамика цен на работы и услуги держится на уровне ниже инфляции». В дальнейшем, по его оценке, легче не будет. Так, например, «Роснефть» откажется от практики ТНКВР долгосрочных контрактов и вернется к контрактам годовым. Но массового банкротства мелких компаний не произойдет, поскольку рынок в целом растет в объемах. Однако в других нефтесервисных компаниях настроены более пессимистично. Так в «Газпром бурении» заключают, что условия работы все больше усложняются с каждым годом. И 2012 год не стал исключением, а скорее продолжил тенденцию, прослеживаемую примерно с 2010 года. В целом по стране за последний год расценки на буровые работы выросли на величину, в 2-3 раза меньше показателя годовой инфляции. В отдельных регионах, например в районе Нового Уренгоя, они даже уменьшились. Российские подрядчики, в отличие от их зарубежных коллег, вынуждены брать, например, те же геологические риски на себя. Эти условия выдвигаются заказчиками уже на этапе, предваряющем тендеры. Буровики, если хотят принять участие в тендерах, вынуждены их принимать. При наступлении рисков подрядчики могут понести значительные убытки, что особенно опасно для мелких компаний. А при происходящем сжатии круга заказчиков в ближайшие годы условия еще более ужесточатся. Собственно, это уже происходит. С региональных рынков, как проинформировали в «Газпром бурении», уходят мелкие и даже не очень мелкие компании. И этот процесс наблюдается уже в настоящее время, в частности в Самарской области. www.rogtecmagazine.com

Thus, in three to five years, as oil companies increase pressure on their service partners, the Russian oilfield services market may well find itself in a peculiar clinch situation where a small number of subsoiluser customers will defend their turf against a limited pool of powerful oilfield service provider holdings. This may happen after a mass market exodus of small and medium-size companies, which are critical to maintaining a healthy competitive environment. Whether or not this situation will benefit the Russian petroleum industry is a subject of a different discussion. В компании Newsco, занимающейся инженерным сопровождением бурения, а также телеметрией и каротажом во время бурения, отмечают, что стоимость нефтесервисных работ за прошедший год практически не изменилась, что ставит компании этого сегмента нефтесервисного рынка в сложное экономическое положение. В «Буринтехе» считают, что в стране идет достаточно интенсивное вытеснение с рынка российских нефтесервисных компаний более сильными международными конкурентами. При этом отечественный производитель не получает вполне естественно ожидаемую государственную поддержку. Недропользователи получают значительные прибыли, тогда как многие сервисники, особенно отечественные, находятся на грани выживания. Кроме того, в последнее время усиливается проблема с задержками платежей. Получается, что более экономически незащищенные нефтесервисные компании кредитуют недропользователей, находящихся в гораздо более выгодном финансовом положении. В «Буринтехе» прогнозируют, что может пройти еще два-три года, и, если ничего не изменится, в России сложится ситуация, когда небольшому числу недропользователей будет противостоять также весьма ограниченный круг крупных нефтсервисных, в том числе международных, холдингов. В каком направлении будет затем изменяться ситуация на рынке – предсказать невозможно. Таким образом пройдет еще три-пять лет, и в результате усиления давления нефтегазовых компаний на их сервисных партнеров на российском нефтесервисном рынке вполне может сложиться уникальная ситуация клинча, когда небольшой круг заказчиков-недропользователей будет отстаивать свои интересы перед ограниченным пулом мощных нефтесервисных холдингов-исполнителей. Это может произойти после того, как множество мелких и средних компаний, создающих нормальную конкурентную среду, уйдет с рынка. Но пойдет ли такой расклад на пользу отечественной нефтегазовой отрасли – тема отдельного обсуждения.

ROGTEC 39

НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ УСЛУГ

Прогноз добычи нефти в России на период 2013-2022 годов

Russian Oil Production Forecast for 2013-2022

В период до 2015 года суммарный объем добычи в стране, скорее всего, будет находиться в диапазоне 518-527 млн т в год (включая добычу на российском шельфе). Основным фактором, сдерживающим дальнейший рост добычи, окажется истощение месторождений в Западной Сибири (прежде всего в ХМАО и ЯНАО). Значительного роста общего объема добычи можно ожидать только в период после 20142015 года, когда, согласно объявленным планам компаний, будут вводиться в разработку новые крупные месторождения в ЯНАО, Красноярском крае, в Тимано-Печорской провинции и на шельфе Каспийского моря. Мы считаем, что в этот же период времени могут быть введены в разработку месторождения, расположенные севернее Талаканского месторождения в Якутии, а также вновь открытые месторождения «Роснефти» в Иркутской области – Санарское и им. Н.Лисовского. В 20172020 годах вероятен ввод в эксплуатацию крупных Имилорского (ХМАО), им. Шпильмана (ХМАО) и Лодочного (Красноярский край, южнее Ванкорского месторождения) месторождений. В конце 2012 года добычные лицензии на их разработку были выданы соответственно «ЛУКОЙЛу», «Сургутнефтегазу» и ТНК-BP.

By 2015, total domestic oil production is likely to range from 518 million tons per year to 527 million tons per year (including Russian offshore oil production). The principal factor stifling further production growth will be depletion of fields in Western Siberia (primarily in KMAD и YNAD). Any considerable growth in overall production can be expected only after 2014 or 2015, when, according to announced company plans, development of new major fields will begin in YNAD, Krasnoyarsk territory, Timan-Pechora province, and in the Caspian Sea offshore. We believe that around the same time the sector may start developing fields north of the Talakanskoye field in Yakutia and Rosneft’s newly discovered Sanarskoye and N. Lisovsky fields in the Irkutsk region. From 2017 through 2020, the sector may be able to bring on stream the large Imilorskoye field (KMAD), Shpilman field (KMAD), and Lodochnoye field (Krasnoyarsk territory, to the south of the Vankorskoye field). At the end of 2012 production licenses for these fields were issued to Lukoil, Surgutneftegaz, and TNK-BP, respectively.

За дополнительной информацией свяжитесь с Иванцовой Дарьей по тел: +7 (495) 502 5433 / 778 4597 или по электронной почте: daria@rpi-inc.ru www.rpi-research.com

Годовой прирост, % Year on year growth, % 600

0,6%

1,5%

518.0

520.2

523.9

526.9

534.8

2012

2013

2014

2015

2016

1,3%

1,5%

1,0%

-1,0%

544.4

550.0

544.5

2017

2018

-1,9%

-0.5%

534.2

528.0

525.3

2020

2021

2022

500

400

300

200

100

Прочие+оффшор Others+Offshore

Восточная Сибирь Eastern Siberia

Тиман-Печора Timano-Pechora

Волго-Урал Volga-Ural

2019

Западная Сибирь Western Siberia

Всего Total

Рисунок 5. Прогноз годовых объемов добычи нефти в России в целом и в ее регионах в 2013-2022 годах, млн т Источник: анализ RPI Figure 5. Forecast of annual oil production in Russia as a whole and in its individual regions in 2013-2022, millions of tons Source: RPI analysis

40 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Прогноз развития нефтесервисного рынка на 2013-2022 годы

Oilfield Service Market Forecast for 2013-2022

При построении прогноза нефтесервисного рынка, подробно изложенного в отчете RPI «Российский рынок нефтепромыслового сервиса», предварительно сформирован прогноз объема добычи нефти в стране на период 2013-2022 годов. Далее составлялись прогнозы эксплуатационного и разведочного бурения, цементирования скважин, операций гидроразрыва пластов, операций на призабойной зоне скважин, оптимизации режимов работы скважин, а также телеметрии и каротажа во время бурения (они в данной статье не приведены – прим.).

In forecasting the oilfield service market trends, described in detail in RPI’s report, Russian Oilfield Services Market, we initially developed a forecast of domestic oil production from 2013 through 2022. Then we developed forecasts of production and exploration drilling, well cementing, hydraulic fracturing, bottomhole zone treatment, and artificial lift optimization, as well as Measuring While Drilling and Logging While Drilling (not covered by this article).

Ниже на рисунке 6 приведен график, показывающий возможную динамику проходки в эксплуатационном бурении в 2013-2022 годах. Этот фактор во многом определяет динамику ситуации в смежных сегментах нефтесервисного рынка: сопровождения во время бурения и отчасти цементирования скважин. С учетом возрастания доли горизонтального бурения, мы ожидаем, что объем эксплуатационного бурения в период 2013-2022 годов возрастет с 19,7 млн м в 2012 году до 20,14 млн м в 2022 году. При этом максимум годовых объемов бурения может выпасть на 2017-2018 годы. Некоторого снижения годовых объемов в бурении можно ожидать в 2014-2016 годах, когда ввод новых месторождений не сможет скомпенсировать сокращения общего количества вводимых скважин по стране. Сокращение количества вводимых скважин может явиться следствием возрастания доли горизонтального бурения. После 2017-2018 годов вероятен спад годовых объемов бурения, вплоть до величины в 20,1 млн м в 2020 году. В 2021-2022 возможно небольшое увеличение объемов бурение за счет начала разработки новых месторождений в Восточной Сибири и арктических шельфовых месторождений, разбуриваемых с берега. 30.00 25.00

Годовой прирост, % Year on year growth, % 9,5% 19.70

20.00

-4,5% 18.81

Figure 6 below presents a chart depicting potential changes in production meters drilled from 2013 through 2022. This factor largely defines the growth dynamics in related oilfield service market segments: drilling support services and, to some extent, well cementing services. Given the increase in the proportion of horizontal drilling, we expect production meters drilled to grow from 2013 to 2022 from 19.7 million tons in 2012 to 20.14 million tons in 2022. During this period, the highest annual meters drilled may occur in 2017 and 2018. A certain decline in annual meters drilled can be expected from 2014 to 2016, when the addition of new assets will not be enough to offset the decline in the overall number of new wells brought on stream nationwide. Such decline in new well counts may be a result of growing percentages of horizontal drilling. Beyond 2017 or 2018, annual meters drilled are likely to decline to as low as 20.1 million meters in 2020. In 2021 and 2022, meters drilled may slightly increase as development begins in new fields in Eastern Siberia and in offshore Arctic fields drilled from the mainland.

For more information please contact Daria Ivantsova: +7 (495) 502 5433 / 778 4597 or e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-research.com 25,4% 24.75

9,4% -6%

2,1%

19.32

19.73

2015

2016

-14,0% 21.25

-3,3%

-2,3%

-0,4%

20.55

20.8

20.16

20.14

2019

2020

2021

2022

-0.15

17.66

15.00

10.00 5.00 0 2012

2013

Прочие+оффшор Others+Offshore

2014

Восточная Сибирь Eastern Siberia

2017

Тиман-Печора Timano Pechora

2018 Волго-Урал Volga-Ural

Западная Сибирь Western Siberia

Всего Total

Рисунок 6. Прогноз годовых объемов проходки в эксплуатационном бурении в России в целом и в ее регионах в 2013-2022 годах, млн м Источник: анализ RPI Figure 6. Forecast of annual production meters drilled in Russia as a whole and in its individual regions in 2013-2022, millions of meters Source: RPI analysis www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

Технология за круглым столом: Гибкие насосно-компрессорные трубы

Technology Roundtable:

Coiled Tubing

Синсия Ши Baker Hughes

Павел Бравков Schlumberger

Cтивен Дж. Динес Tenaris

Sincia Shi Baker Hughes

Pavel Bravkov Schlumberger

Stephen J. Dienes Tenaris

Рик Крайст Welltec

Фред Перье Weatherford

Станислав Александрович Заграничный Trican Well Service

Rick Crist Welltec

Fred Perrier Weatherford

Stanislav A. Zagranichniy Trican Well Service

40 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING В последние годы популярность колтюбинга в России стремительно растет; насколько широко распространено использование ГНКТ в России сегодня?

Coiled tubing has become increasingly popular in Russia in recent years. What is the current level of utilization at the moment?

Baker Hughes: На сегодняшний день флот колтюбинговых установок в России оценивается примерно в 250 машин в России и СНГ, что на 24 машины больше, чем в 2012 году (226 ед.) Это составляет 12.5% от всего мирового флота колтюбинговых установок.

Baker Hughes: Current market data estimates a CT unit count of roughly 250 in Russia & the CIS, which is up 24 units from the 2012 count of 226. This is 12.5% of the total world CT count.

Schlumberger: В самом деле, технологии гибких насоснокомпрессорных труб (ГНКТ) становятся все более распространенными на российских нефтяных и газовых месторождениях. Высокий уровень использования ресурсов в компании «Шлюмберже» является отражением этого факта, наряду с тем, что в настоящее время эти услуги мы оказываем всем крупным российским нефтегазовым компаниям-операторам. Weatherford: Гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ) все еще гораздо реже применяются в России по сравнению с другими странами, поскольку ставки капитального ремонта скважин (КРС) крайне низки и сервисные компании, применяющие ГНКТ, не смогли убедительно представить нефтяным компаниям преимущества внутрискважинных работ с использованием колтюбинга. Однако в связи с тем, что горизонтальное бурение стало применяться все чаще, за последние два года объемы и число выполненных проектов выросло приблизительно вдвое. Флоты колтюбинга компании Weatherford регулярно используются на скважинах для проведения ремонтных работ с минимальными повреждениями призабойной зоны коллектора. А это значит, что все больше наших заказчиков понимают реальную ценность применения колтюбинговых технологий. Trican Well Service: Колтюбинг продолжает пользоваться в России большим спросом. Это связано с ростом использования ГРП, где колтюбинг используется на этапе очистки скважины. Очевидные преимущества ГНКТ, среди которых можно называть возможность бурения на депрессии, сокращенное время мобилизации и проведения работ, улучшенную безопасность и контроль скважин, становятся все более ясными для операторов, что и объясняет стремительный рост использования этой технологии. Это подтверждает не только рост мощностей основных сервисных компаний, но также большое количество появившихся на рынке новых компаний. Стоит отметить, что состав работ также меняется, по мере того, как конструкции скважин меняются в сторону сложных многозонных заканчиваний, выполняемых для интенсификации притока в отдельных зонах. И в таких случаях, сфера применения колтюбинга расширяется за счет использования внутрискважинных приборов и инструментов для заканчивания скважин, спуска забойных двигателей и т.д. www.rogtecmagazine.com

Schlumberger: Indeed, coiled tubing technologies are becoming more prevalent across Russian oil and gas fields. The high level of Schlumberger resource utilization is a reflection of this, in addition to the fact that we are currently engaged with all major Russian oil and gas operators for this service provision. Weatherford: Coiled tubing (CT) is still greatly underused in Russia in comparison to other countries because 1) workover (WO) rates are extremely low and 2) CT service companies have failed to convince oil companies about the advantages of CT interventions. However, with the increase of Horizontal drilling, market have been picking up for the past 2 years in job quantity and variety. Weatherford CT fleets are constantly used on wells that require interventions to ensure minimum near-wellbore reservoir damage. Clients are really becoming more aware of the CT added value. Trican Well Service: Coiled tubing remains in high demand in Russia. This is related to increasing volumes of fracturing operations where CT is used for cleanout stage. The obvious advantages of CT, including underbalanced operations, lower time for mobilization and work performance, better safety and well control, etc, are becoming clear for the majority of operators so the level of utilizations grows rapidly. This fact is supported by not only the increase in capacity of the major service companies but also the number of new companies that re appearing on the market. It is also worth mentioning that the scope of work is changing with well designs moving more towards the complex multizone completions for the selective stimulation and production. For these applications the role of CT is widening, with well intervention, completion tools, downhole motors etc. CT is often used to carry out similar operations to wireline. What are the main benefits of CT over wireline? Baker Hughes: CT has overall better penetration in horizontal wells that require a tractor or other devices to get downhole. CT also allows pumping operations to enhance the job while running in or out of the hole. Telecoil specifically offers real time logging while using CT. Schlumberger: While wireline and coiled tubing services can perform several common applications the fundamental difference between the two services lies in the fact that coiled tubing allows operation in a wider range of well conditions, in addition to the ability to pump fluids and access highly

ROGTEC 41

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ Колтюбинг часто используется для выполнения тех же операций, что и на кабеле. Каковы основные преимущества использования колтюбинга перед спуском на кабеле? Baker Hughes: Колтюбинг лучше подходит для горизонтальных скважин, где необходим спуск скважинного трактора или другого оборудования. Колтюбинг также позволяет проводить насосные операции при спуске или подъеме из скважины для улучшения качества работ. В частности, система внутрискважинной связи Telecoil позволяет проводить каротаж в реальном времени с использованием колтюбинга. Schlumberger: Действительно, некоторые виды работ можно выполнять как на кабеле, так и на ГНКТ, но фундаментальное различие между этими видами услуг заключается в том, что ГНКТ позволяют вести работы в более широком диапазоне скважинных условий, а также закачивать флюиды и осуществлять доступ в скважины с большим отходом от вертикали и горизонтальные скважины. В разработанной компанией «Шлюмберже» системе ACTive* — семействе технологий ГНКТ, работающих в режиме реального времени, — преимущества ГНКТ реализованы в предоставлении возможности собирать и анализировать глубинные данные, следить за ходом выполнения работ, снижать риски и увеличивать добычу. Weatherford: Гибкие НКТ – это гораздо больше, чем просто очередной способ спуска оборудования в скважину, и именно поэтому число работ, проводимых на ГНКТ, значительно превышает количество проектов, которые можно выполнить с помощью каротажного кабеля. ГНКТ позволяют выполнять непрерывные операции без глушения скважин, при этом практически ежедневно изобретаются все новые способы применения существующих и доработанных инструментов. Департамент Работы через НКТ компании Weatherford предлагает сотни приборов и целый ряд готовых технологических решений. Мы предлагаем пакеры для улучшения изоляции интервалов

42 ROGTEC

deviated and horizontal wells. The Schlumberger ACTive* family of live downhole coiled tubing services builds upon these benefits by providing a means to acquire and validate downhole data, monitor job progress, reduce risks and enhance production. Weatherford: CT is much more than just another conveyance mode, and the variety of operations in CT goes way beyond those that wireline can achieve. CT allows continuous operations with underbalanced wells, and new applications for existing and new CT tools are invented almost every day. Weatherford’s Thru-Tubing product line offers hundreds of tools and a vast array of solutions. We offer packers to enhance wellbore isolation and stimulation, fishing and milling tools to help with removal or remediation of wellbore obstacles, and a comprehensive selection of tools to help with perforating, logging casing, and tubing exits. Almost all of these services can be provided via WO rig. All of these operations can be conducted to ensure little to no impact on the reservoir, while maintaining a small footprint on the surface. For many years, CT was primarily used for post-fracturing cleanout, but for the past few years, Weatherford has started doing milling, abrasive perforation, fishing, tubing cutting, and other high profile interventions in Russia. Trican Well Service: The increased number of horizontal wells and complicated well profiles demand a special approach for intervention techniques. Often, conventional wireline techniques are not appropriate to convey tools to producing levels. On the other hand, Coiled Tubing is well suited to conduct such operations in extended reach wells. Advantages over drill pipe or wireline conveyed logging include the rigidity and strength for deviated or high flow-rate applications allowing access not only to horizontal sections or the well, but also passing the severе doglegs in the well profile; logging cable is protected by CT pipe for tough or aggressive conditions; continuous circulation ability, e.g., for lubricating fluids or nitrogen gas for maintaining underbalanced condition of the well especially in formations with low pressure where otherwise the inflow is not possible. www.rogtecmagazine.com

Положитесь на инновационные решения компании Baker Hughes

Для проведения гидроразрыва пласта мы создали шары для ГРП In-Tallic™, которые выдерживают высокие давления и открывают муфты ГРП без деформирования, а после этого полностью растворяются с прогнозируемой скоростью в зависимости от пластовых условий.

Доверьтесь более чем 100-летнему опыту подразделения заканчивания скважин для увеличения эффективности и повышения КИН Около 90 лет назад, с тех пор как башмак колонны компании Baker Hughes был применен в России, инженеры и ученые нашей компании не переставали работать над улучшением оборудования для заканчивания и подземного ремонта скважин. Главная задача работы наших сотрудников - помочь заказчику добиться максимальной добычи УВ безопасно и эффективно. Например, уже сегодня, с помощью системы многостадийного заканчивания FracPoint™ мы можем сэкономить несколько дней при проведении ГРП в горизонтальном стволе. А наша нанотехнология растворяющихся шаров для ГРП In-Tallic™ позволяет провести операции по ГРП еще более эффективно и надежно. Свяжитесь с представителем Baker Hughes уже сегодня для выгодного использования высоких технологий на месторождениях. http://www.bakerhughes.com/products-and-services/completions

8.890 см ~ 22 часа 7.308 см ~ 80 часов 3.861 см ~ 110 часов

~ 250 часов часа Параметры испытания: 66°C, 3% KC

Advancing Reservoir Performance

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ в скважине и интенсификации притока, инструменты для проведения ловильных и фрезеровочных работ с целью устранения препятствий в стволе скважины, а также широкий спектр инструментов для выполнения перфорации и геофизических исследований через обсадную колонну и колонну НКТ. Все перечисленные операции можно выполнять с помощью флота ГНКТ практически без ущерба для пласта-коллектора, при этом занимая минимальную площадь на буровой. Стоит отметить, что долгое время флот ГНКТ использовался преимущественно для очистки забоя после ГРП, но вот уже несколько лет Weatherford использует ГНКТ для проведения фрезерования, гидропескоструйной перфорации, ловильных работ, резки НКТ и других широко известных в России скважинных операций. Trican Well Service: Растущие объемы горизонтального бурения и все более сложные конструкции скважин требуют специального подхода к технике внутрискважинных работ. Зачастую, традиционный кабель не подходит для спуска инструмента к продуктивным интервалам. Колтюбинг же, напротив, хорошо подходит для таких операций в скважинах с большим отходом от вертикали. Преимущества колтюбинга перед спуском каротажного инструмента на кабеле или бурильных трубах включают прочность и стойкость для работы в наклонных и высокодебитных скважинах, обеспечивая не только доступ к горизонтальным участкам, но и возможность прохождения сильно искривленных участков профиля скважины; защиту каротажного кабеля колтюбинговой трубой для работы в сложных и агресивных средах; возможность постоянной циркуляции, так, для жидких смазочных материалов или азота для поддержания отрицательного давления на пласт, особенно для пластов с низким давлением, где только таким образом можно обеспечить приток. Использование колтюбинга позволяет операторам экономить средства на повторных входах и ремонте скважин. Как это достигается? Baker Hughes: Ремонтные работы в скважинах повышают

44 ROGTEC

CT has the potential to save operators money on workover and reentry operations. How is this achieved? Baker Hughes: Workover rig operations incur higher costs per day and they also span over a significantly longer amount of time than CT operations. CT operations enable live well interventions that do not require typical workover or well kill operations and the associated near wellbore damage. Speed and economy have emerged as clear advantages relative to keeping a well online versus shutting in/well kill to enable historical workover interventions. Schlumberger: Russian oil and gas operators are under constant pressure to reduce lifting costs and coiled tubing services have proven to be the most effective solution for workover and re-entry operations. This is achieved by reducing operational time of for well intervention applications, in addition to minimizing the impact of well intervention on the producing reservoir. A good example of this is the role that coiled tubing plays in the complex fracturing cycle of multilayer wells in which hydraulic jetting perforation, wellbore clean-out and nitrogen lifting services are combined. This is proven with the Schlumberger AbrasiFRAC* abrasive perforating and fracturing service. With the AbrasiFRAC technology the overall cycle of well preparation post-fracturing activity is reduced from 30 to 15 days, when compared to conventional workover methods. Due to the minimum impact on the producing reservoir, productivity index improvements of 13-14% have been experienced. One operator confirmed the lifting cost improvements enabled by the introduction of the AbrasiFRAC service and as a result, the company has made the technology a standard for most of its operating fields. Weatherford: CT interventions are faster and safer than WO operations. The CT string is a continuous pipe that can be run in and out of the well with continuous circulation and without any downtime for connections. This continuous pipe also limits the interaction of workers, effectively eliminating the health and safety issues associated with pipe handling. Also, as mentioned above, CT operations can be carried out with underbalanced wells in order to minimize fluid invasion in the near-wellbore region. Well control that is achieved with continuous pipe significantly reduces the release of undesirables into the environment. www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING ежедневные расходы, а также длятся значительно дольше, чем колтюбинговые операции. Колтюбинг позволяет проводить внутрискважинные работы в эксплуатируемых скважинах, что не требует глушения скважины или типичных операций по ремонту скважин и помогает избегать связанных с такими мероприятиями повреждений призабойной зоны. Скорость и экономность – явные преимущества работ в эксплуатируемой скважине по сравнению с остановкой/ глушением скважины для проведения традиционных ремонтных операций. Schlumberger: Российские нефтегазовые компанииоператоры находятся под постоянным давлением необходимости сокращения эксплуатационных расходов, и технологии ГНТК зарекомендовали себя наиболее эффективным методом работ при капитальном ремонте скважин (КРС) и выводе скважин из консервации. Это было достигнуто путем сокращения времени работы при выполнении внутрискважинных операций, а также путем минимизации воздействия работ в скважине на продуктивный пласт. Хорошим примером этого является роль, которую играют ГКНТ в цикле гидроразрыва пласта (ГРП) в многопластовых скважинах, в котором скомбинированы гидропескоструйное перфорирование (ГПП), очистка скважины и освоение скважины азотом. В этом

The diversity of CT allows us to perform different types of operations into a hole in one run, reducing trips to save money and reduce risk. For example, combined, singletrip operations include cleanout and gas lift, cleanout and milling, abrasive perforation and cleanout, acid treatment and cleanout, etc. Trican Well Service: Coiled tubing technology has several significant advantages in comparison with the other methods. The capacity to create a continuously underbalanced state with low bottomhole pressure for the flowback of unconsolidated formation solids, a variety of downhole operations performed in one (or more) run (s) and a decrease in treatment time. Using coiled tubing for this purpose improves well productivity, boosting fracture conductivity and ultimately decreasing the number of workover operations associated with downhole equipment failure caused by solids production. Typically, CT efficiency is estimated by two major parameters – time spent on the well and the costs for the operator in comparison with using workover rigs. In recent years due to the changes in technology and operational efficiency of both techniques the differences in these parameters has decreased significantly. Time spent on each can be similar, as are mobilization and overall expenditures due to the growing supply of CT in the market. However, the principal advantage of CT for the operators is its impact on the production. The overall cycle of well intervention with a

ACTive СЕМЕЙСТВО ТЕХНОЛОГИЙ ГНКТ В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ

Мониторинг, оптимизация и работы в скважине — за один спуск. ACTive — семейство технологий ГНКТ в режиме реального времени — предоставит необходимую вам информацию именно тогда, когда она вам действительно нужна. Оптоволоконные линии в ГНКТ соединяют глубинные датчики с системой контроля и управления на поверхности, что дает вам возможность быстрее принимать правильные решения. Перфорирование с точным контролем глубины, гамма-каротаж, мониторинг механизированной добычи и многое другое — в реальном времени за один спуск в скважину. Подробнее см.:

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ комплексе операций хорошо себя зарекомендовала разработанная компанией «Шлюмберже» технология ГПП и ГРП AbrasiFRAC*. Благодаря применению этой технологии длительность полного цикла работ по подготовке скважины после ГРП снизилась с 30 до 15 дней по cравнению с традиционными методами КРС. Минимизация воздействия на продуктивный пласт имела своим результатом увеличение коэффициента продуктивности на 13—14%. Компания-оператор подтвердила, что внедрение технологии AbrasiFRAC действительно позволило сократить эксплуатационные расходы и что компания приняла эту технологию в качестве стандартной на большинстве своих месторождениях. Weatherford: Внутрискважинные работы на ГНКТ гораздо менее затратны по времени и при этом куда безопаснее, чем работы на других агрегатах КРС. Колонна ГНКТ представляет собой непрерывную трубу, которую можно спускать в скважину и поднимать из нее при постоянной циркуляции и без потери времени на наращивание инструмента. Ее применение также сокращает степень участия рабочих в операциях, тем самым устраняя проблемы безопасности, связанные с проведением спускоподъемных операций (СПО). Кроме того, как уже говорилось выше, операции на ГНКТ могут выполняться без глушения скважин для минимизации воздействия жидкости на призабойную зону. С использованием непрерывной колонны труб можно достичь такого уровня управления скважиной, который позволит значительно сократить выбросы нежелательных веществ. Большое разнообразие видов ГНКТ позволяет выполнять различные виды работ в скважине за одну операций и сокращать количество СПО для экономии средств и снижения рисков. Например, можно комбинировать СПО таким образом, чтобы за одну операцию выполнить промывку скважины и газлифт, промывку скважины и фрезерование, гидропескоструйную перфорацию и промывку скважины, кислотную обработку и промывку скважины и т.п. Trican Well Service: По сравнению с другими методами, колтюбинговая технология имеет несколько значимых преимуществ: возможность создания постоянной депрессии на пласт при низком забойном давлении для обратного притока несцементированной твердой фазы, возможность проведения различных внутрискважинных операций за один или несколько рейсов, экономия времени на обработку. Использование колтюбинга для этих целей позволяет увеличить дебит скважины

46 ROGTEC

minimized, or even absent negative influence to the reservoir allows wells to produce quicker and at their maximum potential. This is possible due to the pumping capacities of CT including the nitrified, foamed or even pure nitrogen gas pumping and reliable well control. How do you ensure well safety and control during CT operations? Baker Hughes: Baker Hughes management systems, procedures and processes ensure that safety is paramount in the way we conduct our well intervention operations. With a combination of our constantly evolving processes and the use of pressure control equipment with up to date strict API standards, thorough maintenance and certification processes, we provide reliable pressure control during CT operations. The Baker Hughes track record in pressure control has established us as a market leader and we

continue to evolve and improve with a “zero incidents” philosophy. Schlumberger: Schlumberger has implemented its coiled tubing operations standard that complies with and exceeds the national regulations. The objective of the standard is to prevent injuries of personnel involved and minimize potential damage to equipment used in coiled tubing operations. This standard sets the criteria for personnel competencies involved in the operations, as well as the specification for assets and blow-out prevention equipment, based on the well risk category. Outlined in the standard are detailed procedures for contingency operations to reduce the severity of a potential incident. The standard must be followed at all levels of the organization as part of the Schlumberger service quality and HSE management system that ensures safe service delivery and superior service quality. www.rogtecmagazine.com

•

70 испытаний по стандарту ISO 13679 CAL IV

•

Применение в 70 странах

•

Выбор 200-ми операторами

•

Спуск 7 млн. футов трубы с соединениями по технологии Dopeless®

TRUE BLUE

Надежность. Опыт внедрения. Качество. На протяжении последних десяти лет, соединения TenarisHydril Blue® не перестают доказывать высокую функциональность благодаря возможностям, превосходящим высокие отраслевые стандарты. Невзирая на периодические изменения в испытательных протоколах API RP 5C5, данная тенденция указывает на аналогичные в перспективе высокие показатели. Соединения Blue® отличаются уникальными характеристиками, обеспечивающими равносильную самой трубе 100% герметичность соединений, высокую устойчивость к перегрузкам и универсальность для работы во всех средах. Надежность и эффективность при эксплуатации данных соединений неоднократно доказана на практике при использовании в самых сложных эксплуатационных условиях по всему миру. Без сомнений, выбор весьма очевиден. Узнайте подробней о соединениях Blue® и их эксплуатационных характеристиках по ссылке www.tenaris.com/blue. Технология, определяющая разницу.

Руководство по использованию TenarisHydril Приложение доступно в App Store

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ через увеличение проницаемости трещин, в конечном итоге позволяя сократить объем ремонтных работ, связанных с поломками скважинного оборудования вследствие скопления твердой фазы. Обычно эффективность колтюбинга определяют два основных параметра: время скважинных работ и их стоимость для оператора по сравнению со стоимостью установок для ремонта скважин. За последние годы, благодаря изменениям в технологии и эксплуатационной эффективности обоих методов, разница между этими параметрами стала менее значимой. Время на проведение определенных работ может быть сравнительно одинаковым, расходы на мобилизацию также сопоставимыми, и даже стоимость работ уже почти сравнялась, что в большей степени обязано снижению стоимости колтюбинга вследствие роста предложения на рынке. Однако принципиальным преимуществом колтюбинга является его влияние на производительность скважины. Весь цикл внутрискважинных работ с минимальным или даже нулевым повреждением пласта позволяет быстрее вводить скважины в работу на их максимальной производительности. Это возможно благодаря тому, что колтюбинг может использоваться для закачки аэрированных азотом жидкостей, пены или даже чистого азота при надежном контроле скважины. Как обеспечивается противофонтанная безопасность при работе с колтюбингом? Baker Hughes: Системы управления, рабочие процедуры и процессы Baker Hughes обеспечивают первостепенную важность безопасности при проведении внутрискважинных операций. Благодаря сочетанию постоянно развиваемых методов работы и использованию оборудования для контроля давления, разработанного по строжайшим стандартам API, посредством процессов технической поддержки и сертификации, мы обеспечиваем надежный контроль давления при проведении колтюбинговых операций. Достижения Baker Hughes в технологиях контроля давления сделали компанию лидером рынка, и мы продолжаем улучшать и развивать нашу философию «нулевых аварий». Schlumberger: Компания «Шлюмберже» ввела стандарт для работ ГНКТ, который не только соответствует государственным нормативам, но и превосходит их. Введение стандарта имеет своей целью предотвращение травматизма среди вовлеченного персонала и минимизация возможности повреждения оборудования, используемого при работах на ГНКТ.

48 ROGTEC

Most recently, Schlumberger released the CoilScan realtime CT pipe inspection system, which minimizes nonproductive time by providing real-time pipe inspection during CT operations. The system identifies CT pipe defects prior to entry into the wellbore by combining realtime dimensional measurements to proactively address CT pipe failures. The CoilScan system is a portable device that is attached to the CT reel and rigged up at surface, and is the last component put on the CT unit. Real-time dimensions are used to update the CT fatigue life, in addition to the CT working envelope. The CoilScan system provides a complete view of what is happening with CT pipe at all times to enable our customers to consider all aspects of pipe management and act accordingly to mitigate failures. Weatherford: CT fleets come with blowout preventers and hydraulic pressure pumps that allow you to control the well at any point during operations. A typical CT spread includes a data-acquisition system which allows us to see and control pressures, weight, rates and other working parameters in the control cabin in real time. Trican Well Service: Well safety and control during the CT operations are achieved by two factors – reliable special equipment and industry standardized work procedures. The equipment part includes the three major components: www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING Этот стандарт устанавливает критерии компетентности сотрудникам, занятым работами на ГНКТ, а также технические условия на противовыбросовое оборудование и прочее имущество на основании класса рисков работы скважины. В стандарте указан подробный регламент аварийно-восстановительных работ для снижения тяжести потенциальной аварийной ситуации. Этот стандарт должен соблюдаться на всех уровнях организации как часть системы обеспечения качества, здравоохранения, производственной безопасности и охраны окружающей среды компании «Шлюмберже», которая обеспечивает безопасное предоставление услуг и их высочайшее качество.

blowout preventers that act as the principal well control while rigging up and down on the well and the main contingency device when CT is in the well, stripper or hydraulic seals that keep the well closed or in control while the CT is in the well, and the double flapper check valves in CT bottomhole assembly that prevent the flowback from the well through the CT itself. The second part is related to industry accepted and recognized procedures that all the field personnel should follow during the operations. In Russia there is no state standard for CT operations yet so the service companies use the standards accepted worldwide and adapt to existing local regulations.

Недавно компания «Шлюмберже» выпустила CoilScan* — систему дефектоскопии ГНКТ в реальном времени, — с помощью которой можно минимизировать непроизводительные затраты времени путем осуществления дефектоскопии ГНКТ в реальном времени в процессе проведения работ. Данная система идентифицирует дефекты ГНКТ до спуска в скважину, проводя измерения размеров в реальном времени для предотвращения разрушения ГНКТ. Система CoilScan представляет собой портативный прибор, закрепляемый на барабане ГНКТ. Получаемые в реальном времени данные используются для обновления срока службы

CT offers a wide range of downhole applications from circulation, logging, perforation, drilling, well bore cleanout, well circulation, completions and production. Which of these services do you offer in the region and which are the most heavily in demand? Baker Hughes: In Azerbaijan, the most popular services requested by customers include wellbore cleanouts, real time logging by Telecoil, N2 well unloading, plug setting in horizontal sections, cementing jobs, including P&A (plug & abandon) and squeeze cementing, fishing and milling etc. We are currently in the process of deploying additional cutting edge CT technologies like concentric CT used for

СВЫШЕ 10 0 0 НАИМЕНОВАНИЙ ПРОДУКЦИИ Д Л Я ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕ ДПРИЯТИЙ СО ВСЕГО МИРА • • • • • • • • • • • • • •

Редукторные масла Очистители и обезжириватели Защитное покрытие для труб Защита для насосной штанги Резьбовые герметики Подшипниковая смазка Резьбовая смазка Ингибиторы ржавчины и коррозии Смазки для замковых соединений Смазки и герметики для клапанов Смазки для хранения труб Смазка для электрических линий связи Продукция Доступна в Биоразлагаемом Виде Специализированная серия Любрикантов для клапанов Valve Guardian™

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ ГНКТ по условиям усталостной прочности и напряжениям колонны ГНКТ. Система CoilScan предоставляет полный обзор процессов происходящих с колонной ГНКТ в каждый моменты времени, позволяя нашим заказчикам рассмотреть все аспекты функционирования ГНКТ и действовать в соответствии с полученной информацией для снижения операционных рисков. Weatherford: Флоты ГНКТ оснащены противовыбросовым оборудованием и гидравлическими насосами, которые позволяют постоянно контролировать работу скважины в процессе проведения работ. Стандартный набор оборудования для ГНКТ включает в себя систему сбора данных, которая позволяет нам непосредственно в кабине оператора и в режиме реального времени отслеживать и контролировать давление, вес, скорость и прочие рабочие параметры. Trican Well Service: Противофонтанная безопасность и контроль скважин при работе с колтюбингом достигаются за счет двух факторов – надежного специального оборудования и стандартизированных в отрасли методов работы. Упомянутое оборудование включает три основных составляющих: противовыбросовые превенторы, действующие как основное противофонтанное устройство при монтаже-демонтаже оборудования ГНКТ на скважине, и выполняет температурже противофонтанные функции когда колтюбинг спущен в скважину; противовыбросовое устройство на устье скважины (стриппер) или гидравлический уплотнитель, поддерживающие герметичность или контроль скважины во время колтюбинговых внутрискважинных работ; и двустворные обратные клапаны на колтюбинговой КНБК, предотвращающие проявление скважины через сам колтюбинг. Второй фактор касается принятых и признанных в отрасли методик работы, которых должен придерживаться весь нефтепромысловый персонал при работе с колтюбингом. В России пока не существует государственного стандарта по работе с колтюбингом, поэтому сервисные компании пользуются признанными мировыми стандартами и адаптируют работу под существующие местные нормы. Колтюбинг имеет широкий спектр областей применения – каротаж, перфорация, бурение, очистка стволов скважин, промывка скважин, операции по заканчиванию и эксплуатации скважин. Какие услуги предлагает ваша компания в регионе, и какие из них пользуются наибольшим спросом? Baker Hughes: В Азербайджане, наибольшим спросом среди заказчиков пользуются очистка скважин, каротаж в реальном времени с использованием системы Telecoil, поддержание уровня жидкости в скважине

50 ROGTEC

cleanouts on low bottom hole pressure wells and Snapshot for live well deployment perforating. We are also looking at completion services through CT this year (deploying screens or scab liners on CT). In Kazakhstan, we are also using CT units for acidizing, milling, cleanout, fishing, through tubing workover, nitrogen lift, and memory logging. Schlumberger: Schlumberger Well Intervention Services has the capacity to support all of these applications. In Russia, we currently provide all of the mentioned applications. The only exception is with coiled tubing drilling, and this is due to the specific conditions of this application. We are working towards establishing a workflow to accommodate for the local conditions in Russia. We also recognize the operations related to the fracturing cycle—such as hydraulic jetting perforation, post-fracturing clean-out and nitrogen lifts—have the highest demand in the Russian market. Weatherford: Weatherford’s Coiled Tubing and Thru-Tubing product lines offer various kinds of services. We are technical leaders with local experience in most of them. As mentioned above, we have the widest variety of solutions in our portfolio, readily available equipment in the country, as well as all the required expertise. We have been training local operators for the past seven years. We have had a fully operational base for three to five years while successfully implementing these technologies in the region. Trican Well Service: As the Russian workover market grows in volume and in sub segments, more and more applications are be requested. Just a few years ago the majority of the market was related to cleanout and kickoff operations. Today, milling and drilling operations related to multizone fracturing completions are being requested by the operators. Sand jetting perforation technology, ISOJET, for fracturing is utilized on wells in West Siberia allowing simultaneous operations of fracturing on several layers and perforation and isolation of zones with CT. With the growing volumes of horizontal wells being drilled, production logging using CT with installed cable, perforation and associated services are becoming common for operators. The requests to run inflatable packers, perforation guns, speciality tools for extended reach wells and even downhole cameras are gaining in popularity as well. Overall, CT applications are growing with the increasing complexity of the well design and the growing experience of operators who apply new technologies appearing on the worldwide market. CT can be used to drill a well from scratch. Is this technology employed in Russia and what are the benefits and limitations of CT drilling? Baker Hughes: Most of the CTD technology (CT drilling) applications are actually related to underbalanced www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING

Marine ingenuity

Get more info with

Offshore Oil & Gas In just two words, marine ingenuity, we express that we are passionate

Dredging

Offshore Wind Projects

dredging and marine contractors with a worldwide innovative approach to meet your challenges. Our people - who manage a versatile fleet - specialise in dredging, marine engineering and offshore projects (oil, gas and wind).

www.vanoord.com

www.rogtecmagazine.com Dredging and Marine Contractors

ROGTEC 51

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ путем закачки азота, установка изоляционных пробок в горизонтальных секциях, цементирование, включая P&A (ликвидацию скважин с установкой цементного моста) и исправительный тампонаж, ловильные и фрезеровочные работы и т.п. В настоящее время мы внедряем передовые колтюбинговые технологии, такие как концентрический КТ, используемый для очистки ствола в скважинах с низким забойным давлением и система Snapshot, используемая для перфорации в работающих скважинах. В этом году мы также планируем проводить заканчивание скважин с использованием колтюбинга (установка сетчатых фильтров или изолирующих хвостовиков при помощи колтюбинга). В Казахстане мы также используем колтюбинговые установки для кислотной обработки скважин, перфорации, ловильных работ, ремонтные работы в скважине через НКТ, откачку азота и ГИС компактными зондами, спускаемыми на КТ. Schlumberger: Подразделение внутрискважинных работ компании «Шлюмберже» (Schlumberger Well Intervention Services) располагает возможностями поддержки всех этих видов работ. В России в настоящее время мы предлагаем услуги во всех упомянутых областях. Единственным исключением является бурение на ГНКТ, в связи с особенностями данной технологии. Однако сейчас мы работаем над составлением программы действий по адаптации этой услуги к российским условиям. Мы также понимаем, что операции, связанные с циклом работ по ГРП, такие как ГПП, очистка скважины после ГРП и освоение скважины азотом, характеризуются наивысшим спросом на российском рынке. Weatherford: Департаменты Работы через ГНКТ и Работы через НКТ компании Weatherford предлагают самые разные виды сервисов. Мы - ведущие разработчики оборудования, обладающие опытом его применения в различных регионах. И, как я уже упоминал, у нас в арсенале имеется максимально широкий диапазон технологических решений и оборудования для проведения такого рода работ в России, а весь персонал имеет высокую квалификацию. Уже более семи лет мы успешно обучаем местных операторов ГНКТ, а на протяжении последних 3-5 лет мы внедряли собственные технологии в регионе, создав в итоге полностью укомплектованную операционную базу. Trican Well Service: По мере того, как в России идет рост и сегментирование рынка услуг в области ремонта скважин, все больше различных областей применения колтюбинга начинают пользоваться спросом. Лишь несколько лет назад большая часть рынка КТ была связана с очисткой ствола и операциями по набору кривизны. Сегодня спросом среди операторов

52 ROGTEC

sidetracking or hole extension cases in already drilled wells, rather than drilling new wells from scratch. Its advantages include the trip in/out speed, the ability to make hole without having to stop and add a pipe joint and of course continuous pumping, making it an ideal candidate for underbalanced drilling, which results in reduced formation damage. Also the small footprint of the drilling unit and its environmentally friendly character add to this. Its limitations are mostly related to the set down weight available by a CT string which results in low ROP, the pump rate limitation due to pipe size, and the high cost of tubulars due to limited footage. This is due to greater fatigue induced by high pumping pressures. CT drilling is most popular in countries with highly established CT experience and know-how, like US (particularly Alaska), Canada and Norway. Schlumberger: The application of drilling a well from scratch utilizing coiled tubing is known and used worldwide. This application is economically more viable within certain geological and surface conditions—such as relatively shallow high pressurized reservoirs or formations highly sensitive to drilling mud—in addition to applications that require a smaller footprint for surface equipment. In conditions such as these, the application of coiled tubing drilling of wells from the surface has undisputed value. The application provides the advantage of a smaller footprint, improved well control, and continuous monitoring and control of the downhole drilling regime. Weatherford: CT drilling is a completely different business that requires different types of CT units with much bigger strings. www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING пользуются фрезерование и буровые операции, связанные с заканчиванием скважин с проведением многозонного ГРП. Технология гидропескоструйной перфорации ISOJET используется для ГРП на скважинах Западной Сибири, позволяя одновременно проводить разрыв нескольких продуктивных зон, а также перфорировать и изолировать зоны при помощи колтюбинга. С ростом объемов каротажных работ в эксплуатационных горизонтальных скважинах с использованием колтюбинга с установленным кабелем, услуги по перфорационным и сопутствующим работам становятся привычными для операторов. Также нередкими являются запросы о спуске гидравлических пакеров, перфораторов, специальных инструментов для скважин с большим отходом от вертикали и даже скважинной съемочной аппаратуры. В целом, сфера применения колтюбинга растет одновременно со сложностью конструкций скважин и растущим опытом операторов, использующих новые технологии, появляющиеся на мировом рынке. Колтюбингом можно пробурить скважину с нуля. Используется ли эта технология в России, каковы преимущества и ограничения колтюбингового бурения? Baker Hughes: Технологии КТБ (колтюбингового бурения), в основном, применяются для бурения боковых стволов на депрессии или углублении ранее пробуренных скважин, нежели для бурения скважин с нуля. Преимущества этой технологии включают скорость спуско-подъемных операций, возможность непрерывного бурения скважин без необходимости остановок для наращивания труб и, разумеется, возможность постоянной перекачки; это делает данную технологию идеальным выбором для бурения на депрессии, что позволяет минимизировать повреждение пласта. Этой же цели способствуют компактные размеры колтюбинговой бурильной установки и ее экологичность. Недостатки технологии, в основном, связаны с небольшой нагрузкой на долото, которую способна обеспечить колтюбинговая установка, что ограничивает скорость проходки; малым диаметром труб, ограничивающим скорость циркуляции, а также с высокой стоимостью труб и ограниченностью их метража на барабане, что в свою очередь ограничивает протяженность буримого ствола. Кроме того, высокое давление при циркуляции приводит к повышенной усталостной нагрузке на гибкую трубу. Колтюбинговое бурение пользуется наибольшей популярностью в странах с ноу-хау и большим опытом использования колтюбинга, таких как США (в частности, Аляска), Канада и Норвегия. Schlumberger: Бурение скважины «с нуля» на ГНКТ известно и применяется по всему миру. Эта технология экономически более конкурентоспособна в определенных геологических и наземных условиях — таких как относительно мелко залегающие коллекторы, www.rogtecmagazine.com

Here in Russia, a few companies have tried in the past, but it is not really economically viable. The cost of CT drilling vs. rig drilling has not been competitive in Russia. Trican Well Service: CT drilling is attracting the attention of operators all over the world. In some instances it really adds value, but in other cases not so much. It can be divided into several specialized niches – starting from vertical overbalance grass roots drilling to more complicated underbalanced drilling of horizontal wells. In Russia, Coiled Tubing drilling has it potential benefits mostly in the following applications: close to water drilling, in-fill drilling, carbonate formations and horizontal wells. There are numerous fields in W. Siberia that have experienced high water cut after fracturing stimulation has been attempted. The WC increase is either due to poor cementing practices where communication between the frac and a water layer is established via the annulus, or by the fracture breaking into the water zone because of small or non-existing barrier towards the water zone. Formations that are close to water zones and for the lack of a barrier to fracture growth are the foremost candidates to CTD. Formations with low pressure are regular candidates for under-balance drilling. This may not be the preferred selection criteria in Russia as wells typically get fracture stimulated. In case that fracture stimulation is not feasible, CTD in underbalanced mode, combined with either open hole/slotted liner completion or cased completion with underbalanced or perforation technique, will ensure the least possible damage to the formations. Carbonate formations are another good example where CTD may be very beneficial. The natural fractures and fissures are typically plugged by the drilling mud lost in the fissures or the filter cake that blocks the smaller fissures. Complete mud losses are not unusual for fissured carbonates. In lower pressure reservoirs the mud and filter cake is hard to remove and the damage will not be only deep but also permanent. Drilling underballanced will alleviate the problems with mud and mud cake damage. Either sandstone, or in particular carbonate horizontal wells should benefit from underbalanced drilling, where good vertical permeability exists. Horizontal wells in sandstone reservoirs are typically drilled with RDF muds and do not represent a large issue if drilled with geosteering and are following up with good workover practice. Low reservoir pressure formations will nevertheless benefit from the underbalance drilling. CT reentry drilling can be used to target previous untapped hydrocarbons reserves. Is this technology being adopted in Russia? Should the utilization be higher? Baker Hughes: See above Schlumberger: Coiled tubing re-entry drilling technology

ROGTEC 53

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ с высоким пластовым давлением или формации, высокочувствительные к буровому раствору, — а также в случаях, когда требуется минимизировать площадь буровой площадки. В подобных условиях бурение скважин на ГНКТ с поверхности имеет бесспорную ценность. Эта технология характеризуется меньшей площадью участка, отчуждаемого под буровое оборудование, усовершенствованным контролем скважины и непрерывным мониторингом и контролем глубинного режима бурения. Weatherford: Бурение на ГНКТ представляет собой совершенно иной вид работ, требующий установок ГНКТ с колоннами гораздо больших диаметров. В России некоторые операторы пытались применять ГНКТ для бурения, но проведение такого рода работ оказалось нерентабельным. Высокая стоимость бурения на ГНКТ в России по сравнению с бурением при помощи буровой установки делает его попросту неконкурентоспособным. Trican Well Service: Колтюбинговое бурение привлекает внимание операторов во всем мире. В некоторых обстоятельствах, оно хорошо окупается, в некоторых других – не особо. Технология разделяется на несколько специализированных направлений – начиная от вертикального бурения на репрессии для месторождений на ранних этапах разведки до более сложного бурения горизонтальных скважин с отрицательной депрессией на пласт. В России, колтюбинговое бурение потенциально выгодно для следующих областей применения: бурение вблизи водоносных пластов, уплотняющее бурение, карбонатные пласты и горизонтальные скважины. На многих месторождениях Западной Сибири после попыток интенсификации добычи путем гидроразрыва, наблюдалась высокая обводненность продукции. Высокая обводненность могла быть вызвана плохим качеством цементирования и последующими перетоками между водоносным горизонтом и продуктивным пластом с трещинами после ГРП, происходившими в заколонном пространстве, либо по причине прорыва трещин в обводненную зону из-за плохой изоляции от продуктивного горизонта. Первостепенными кандидатами для колтюбингового бурения можно назвать пласты, расположенные

54 ROGTEC

was implemented in Russia successfully through several projects. The application is more widely used compared to coiled tubing drilling from the surface. There are several recent coiled tubing re-entry opportunities in

both Russia and Central Asia that Schlumberger is pursuing. As previously mentioned, we are in the process of establishing a workflow to accommodate for local conditions, in addition to defining project deliverables. Weatherford: For the same economical reasons mentioned in the previous question, (CT drilling costs vs. sidetrack drilling rig costs), CT sidetrack drilling business is not really developed in Russia. Trican Well Service: As of today, CT drilling – both new horizontal wells and reentry – has been adopted only by Surgutneftegaz. Undoubtedly, in future, CTD will take its niche on the oilfield service market in Russia but will remain a specific application that will develop with the acquired experience by service and operating companies. CTD projects require deep analysis and thorough study, and involve close interaction and cooperation between the customers (in terms of work scope) and the service providers (in terms of required resources). It is worth also capturing the principal requirements for such projects: infrastructure support for CTD operations – the ability to conduct coiled tubing drilling operations when supported by an established infrastructure, familiar and equipped for coiled tubing operations is difficult; compilation of data for a comprehensive study and candidate selection – quantity, quality, and format of data for the development of study/candidate selection; field support and structure for operations. The cost of coiled tubing drilling daily operations will be high, allowing very little tolerance for www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING близко к обводненным зонам из-за отсутствия пространства для распространения трещин. Пласты с низким давлением – обычные кандидаты для бурения на депрессии. В России, где обычно проводится интенсификация скважин через ГРП, приведенные критерии выбора могут быть не приоритетными. В случаях, когда интенсификация с ГРП не применима, обеспечить минимальное повреждение пластов поможет колтюбинговое бурение на депрессии в сочетании либо с заканчиванием необсаженной скважины со спуском хвостовика с щелевыми прорезями, либо с заканчиванием скважины при отрицательном давлении на пласт с перфорацией обсаженного продуктивного интервала. Еще одним примером, где колтюбинговое бурение может быть выгодным – бурение карбонатных пластов. Естественные трещины и щели обычно забиваются теряемым в них буровым раствором, а глинистая пленка изолирует мелкие трещины. В трещиноватых карбонатных пластах буровые растворы нередко теряются полностью. В коллекторах с низким давлением раствор и глинистую корку сложно удалить, а повреждение пласта может быть не только глубоким, но и необратимым. Бурение на депрессии поможет избежать проблем с глинистой коркой и раствором. Бурение на депрессии будет выгодно использовать для песчаных и, особенно, карбонатных пластов в горизонтальных скважинах, где существует хорошая вертикальная проницаемость. Горизонтальные стволы скважин в песчаных коллекторах обычно бурятся с помощью специальных растворов для забуривания (RDF) и, в случае бурения с забойной системой контроля и последующими мероприятиями по ремонту скважин, не представляют большой сложности. Тем не менее, бурение на депрессии будет выгодным для пластов с низким давлением. Повторный вход в скважину с помощью колтюбинга может использоваться для разработки ранее не вскрытых запасов углеводородов. Эта технология приживается в России? Должна ли она использоваться больше? Baker Hughes: См. выше. Schlumberger: Бурение с ГНКТ с целью вывода скважин из консервации было успешно внедрено в России в нескольких проектах. Эта технология применяется более широко, чем бурение на ГНКТ с поверхности. В настоящее время компания «Шлюмберже» рассматривает возможности участия в нескольких проектах бурения с целью расконсервации скважин, как в России, так и в Центральной Азии. Weatherford: По тем же экономическим причинам, о которых говорилось в ответе на предыдущий вопрос (т. е. слишком высокая стоимость бурения на ГНКТ по сравнению со стоимостью забуривания боковых стволов с использованием буровой установки), www.rogtecmagazine.com

delays or inefficiencies of core support; locating and testing Russian made components and services to reduce the operational costs; implementation of and adherence to personnel training program for placement of national staff into supervisory positions. Fracturing through CT can target specifics zones and increase production. What success have you had with fracturing through CT in Russia? Baker Hughes: We have not done fracturing through CT in Russia. However, Baker Hughes has performed many multistage fracturing through CT in other part of the world, including U.S and Canada. Besides CT unit and stimulation pumping, we have SureSet hydraulic sand jet perforation and packer system, or OptiPort sleeve and packer system to create multiple access to formation and isolation for each stage fracturing. Schlumberger: Due to local geological conditions—relatively deep layered reservoirs, low formation pressure—fracturing through coiled tubing applications have been deemed either uneconomical or technically inefficient in Russia. Schlumberger does offer a variety of joint completion, fracturing and coiled tubing technologies to the Russian market that have been successfully implemented and exhibited proven value. One example is the use of a variation of the AbrasiFRAC service, which was specifically designed for use in the Russian market to enable through-tubing conveyance to be conducted for production enhancement applications. Weatherford: The CT string sizes used in Russia generally will not allow fracturing through the coil to be performed. The CT strings mainly used in Russia are 1-1/2 in. and 1-3/4 in., which would not allow a high enough flow rate to fracture effectively when pumping down the coil. However, recent developments in CT fracturing technology have led to hundreds of fracturing operations pumping the proppant down the annulus. These newly developed bottomhole assemblies are part of what Weatherford can offer to the market in Russia. Currently in Russia, CT can be used to open new perforations (using abrasive sand) and new zones. This technique is regularly applied by Weatherford in Siberia, but due to the size of the fracturing strings, the CT strings must be pulled out before the zone is fractured using conventional methods. Trican Well Service: I believe that Trican Well Service is the first company to implement CT fracturing in Russia. The first project was undertaken on a coalbed methane formation and included 10-12 fracturing operations on the well with 73 mm CT pipe. The next area where CT fracturing will be applied is the wells completed with Trican’s proprietary technology – Burst Ports System (BPS). The main principle of the technology is that the hydraulically activated BPS casing collars containing pre-milled ports are placed into

ROGTEC 55

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ бурение боковых стволов не очень распространено в России. Trican Well Service: На сегодняшний день бурение колтюбингом – как для горизонтальных скважин, так и для повторного входа в скважину внедрено только Сургутнефтегазом. Без сомнения, в будущем бурение колтюбингом займет свое место на рынке нефтесервисных услуг в России, но сейчас оно остается особой сферой применения, которая будет развиваться по мере того, как сервисные и добывающие компании приобретают практический опыт ее использования. Проекты колтюбингового бурения требуют глубокого анализа и тщательного исследования и предусматривают тесное сотрудничество между заказчиками (в плане объемов работ) и поставщиками услуг (в плане необходимых ресурсов), поэтому стоит упомянуть основные требования для реализации таких проектов: инфраструктурное обеспечение колтюбингового бурения – колтюбинговое бурение без развитой инфраструктуры, оборудованной под колтюбинговые операции представляется сложным; сбор данных для детального изучения и подбора скважин-кандидатов – качество, количество и формат данных для подготовки исследования/подбора скважин-кандидатов; полевая структура снабжения операций – стоимость ежедневных операций колтюбингового бурения будет высокой, таким образом задержки или неэффективность снабжения и технической поддержки работ будут неприемлемы; поиск и испытание элементов оборудования и услуг отечественных поставщиков для сокращения операционных затрат;внедрение и соблюдение программ обучения персонала с целью последующего определения местного персонала на ответственные позиции. Проведение ГРП с помощью колтюбинга позволяет выделять определенные зоны работ для увеличения нефтеотдачи. Вы можете назвать успешные примеры ГРП с использованием колтюбинга в России? Baker Hughes: Мы не проводили операций ГРП с использованием колтюбинга в России. Тем не менее, компания Baker Hughes осуществила множество многостадийных ГРП с использованием колтюбинга в других странах, в частности, в США и Канаде. Кроме колтюбинговой установки и закачки в пласт для стимуляции притока, мы также предлагаем систему гидропескоструйной перфорации и установки пакеров

56 ROGTEC

the horizontal well casing or liner string and subsequently straddled by Trican’s exclusive selective fracturing tool (C2C™)* run on coiled tubing. The BPS collar is pressured up causing the ports to burst at their designated pressure point, and allowing the fracture to be pumped into the targeted zone. The C2C tool is then released and moved to the next burst port collar location, where the process is repeated. Application of CT for this type of operation is limited by the size of the work reel contacting 73 mm pipe, however the solution has been found in combination of CT pipe and frac jointed tubing. In this case, frac jointed tubing is run in the well with C2C tool and hangs off on the wellhead. CT pipe is connected to frac tubing with a specially designed rotary connector and run in hole for fracturing operations. The length of CT allows the well to be kept in a controlled state and continuous movement between the zones eliminates the time spent for jointed tubing handling, creating safer operations. Thus this system gives the operators the advantages of the full drift of casing left intact for future workovers, frac intervals, the ability to re-enter and squeeze off or treat selected zones. This is a quicker and more cost-effective solution than anything currently on the market. Wellbore clean has been one of the most common CT applications globally; is it a common procedure in Russia? What solutions do you have for this area? Baker Hughes: Wellbore cleanouts (Sand cleanouts, mud cleanouts, scale cleanouts etc) are indeed the most common CT applications worldwide and in the region. Baker Hughes has the most comprehensive www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING SureSet либо многостадийную систему OptiPort, позволяющие выбирать и изолировать зоны, в которых проводится ГРП. Schlumberger: Из-за особенностей региональных геологических условий — относительно глубоко залегающих коллекторов и низкого пластового давления — ГРП через ГНКТ в России считается либо экономически невыгодным, либо технически неэффективным. Компания «Шлюмберже» предлагает для российского рынка набор комплексных технологий заканчивания, ГРП и ГНКТ, которые были успешно внедрены и хорошо себя зарекомендовали. Один из примеров — применение модифицированного варианта системы AbrasiFRAC, специально разработанной для российского рынка с целью обеспечения возможности использования ГНКТ в мероприятиях по интенсификации притока в скважинах, оборудованных НКТ. Weatherford: Диаметры колонн ГНКТ, применяемых в России, обычно не позволяют проводить с их помощью ГРП. В РФ используются преимущественно колонны диаметром 1,5 дюйма и 1,75 дюйма, что не позволяет добиться достаточного расхода для проведения эффективного ГРП при закачке через ГНКТ. Однако последние разработки в технологии ГРП с использованием ГНКТ позволили выполнить сотни операций ГРП с закачкой проппанта в затрубное пространство. Эти инновационные компоновки забойного оборудования Weatherford предлагает теперь и в России. В настоящее время здесь ГНКТ можно использовать для гидропескоструйной перфорации и вскрытия новых продуктивных зон. Эта технология регулярно применяется компанией Weatherford в Сибири, но из-за малого диаметра колонн, используемых для ГРП, ГНКТ нужно поднимать из скважины перед осуществлением традиционного ГРП. Trican Well Service: Вероятно, Trican Well Service была первой компанией в России, применившей ГРП при помощи колтюбинга. Первый проект был осуществлен на пласте угольного метана и включал 10-12 операций ГРП в скважине с использованием колтюбинговой трубы диаметром 73 мм. Еще одна область применения, где может использоваться ГРП при помощи колтюбинга – заканчивание скважин при помощи патентованной технологии компании Trican: системы разрывных портов (Burst Ports System, BPS). Основной принцип технологии заключается в том, что гидравлически активируемые муфты BPS с предперфорированными отверстиями (портами) размещаются на обсадной трубе горизонтальной скважины либо на колонне-хвостовике и затем активизируются при помощи сдвоенного пакера для селективной обработки скважины С2С, спускаемого на колтюбинге. Подвергаясь опрессовке, муфты BPS разрываются при достижении определенной точки разрыва, оставляя изолированный канал для www.rogtecmagazine.com

suite of proprietary tools in the market for wellbore cleanouts. The Tornado with its backward/forward jetting switch capability has been the market leading tool in sand cleanouts, the Rotojet has been proven as the most effective rotary jetting tool in cleaning hard scale deposits on tubulars. Both tools have extensive track records worldwide as well as in Russia Caspian region. And of course, Concentric CT (CCT), a cutting edge Baker Hughes technology which we are currently in the process of deploying in Azerbaijan. The technique incorporates a venturi jet pump mounted on CCT, and is specifically designed to remove solids and/or fluids from the wellbore without placing hydrostatic loads on the reservoir. In sand vacuum mode, strong jets fluidize and mobilize solids into the vacuum as well as prevent a stuck pipe scenario. The jets also aid in opening clogged slots by loosening fines that may be blocking flow. When the vacuum tool applies suction, a localized pressure-influenced-zone is formed in the very near wellbore – thus providing an isolated “point-load” drawdown on the formation. It is the ideal solution for low pressure wells or long horizontal wells cleanout with hundreds of track record worldwide. Schlumberger: Considering that proppant fracturing for production enhancement is the most commonly used technique in oil and gas producing regions throughout Russia, wellbore cleanout after the fracturing treatment has become a highly demanded coiled tubing application. Schlumberger offers a wide variety of specially developed solutions for this application, including downhole tools and chemical agents to improve clean-out fluid carrying capabilities or debris dissolution. The combination of these technologies, in conjunction with the ACTive family of live coiled tubing services that enable the adjustment of operational parameters in real time based on the actual wellbore condition, provides us the assurance of effective and optimized wellbore cleanout operations. Weatherford: Wellbore cleanout and nitrogen kickoff are very common operations in Russia, especially after well stimulation. All major operators in Russia now understand the added technical value to such operations. Weatherford is performing quality wellbore-cleaning operations on a daily basis. Questions for Coiled Tube Manufacturers How do you ensure your manufacturing standards along the entire length of the tube? Tenaris: There are many engineering and manufacturing processes that ensure that the entire length of each coiled tubing string meets engineering specifications, even though it is only possible to destructively test samples from each end of the tube. All of these processes are

ROGTEC 57

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ распространения жидкости гидроразрыва в целевой зоне пласта. Сдвоенный пакер C2C перемещается по скважине к следующей муфте BPS и процесс повторяется. Применение колтюбинга для такого типа операций ограничено размером рабочего барабана с трубой диаметром 73 мм, однако было найдено решение: совмещенное использование колтюбинговых труб и колонны труб с муфтовыми соединениями для ГРП. В таком случае, трубы с муфтовыми соединениями для ГРП спускаются в скважину с пакером C2C и подвешиваются на устье скважины. Колтюбинговая труба соединяется с трубами для ГРП при помощи специально разработанного вращающегося соединителя и спускается в скважину для проведения ГРП. Длина колтюбинга позволяет поддерживать контролируемый режим работы скважины и постоянную циркуляцию между зонами, что позволяет избежать затрат времени на соединение сборных труб и делает работу безопаснее. Таким образом, система дает оператору преимущества сохранности всей обсадки для будущих работ в скважине, возможность ГРП пластов в любом порядке, возможность повторного входа в скважину для доотрабоки пласта или его обработки: наиболее быстрое и экономически эффективное решение из предлагаемых на рынке.

defined, controlled and audited within an overall quality management system, which begins with the specification and procurement of the steel. The mechanical properties and chemical composition of the steel are specified to a very narrow range. These properties are confirmed by testing at both the steel mill and at the tube mill. Steel strips are then selected, based on matching mechanical properties and chemical composition, to create the complete steel strip used to create the tube. The steel strips are inspected during the assembly phase of manufacturing to confirm that they meet surface quality, dimensional and mechanical property requirements. During milling, minor variations between strips are compensated for by adjusting certain milling parameters. These parameters are based on an extensive database of more than 65,000 previous test results, producing uniform mechanical properties along the length of the tube. Continuous non-destructive testing (NDT) is performed during the milling process to ensure weld integrity. Followup inspection is used to determine the cause of any NDT indications. Then the tube is hydrostatically tested to a pressure equal to 90% of the pressure that would cause the tubing to yield for a minimum of 30 minutes. Finally, all steps of the manufacturing and all test results are reviewed and certified, prior to authorizing the release and shipment of the tube.

Наиболее часто в мире КТ используется для очистки стволов скважин; а в России это привычная практика? Какие решения в этой области вы предлагаете?

What factors should be considered when selecting the grade of metal used within the tube itself?

Baker Hughes: Действительно, колтюбинг наиболее часто используется для очистки стволов скважин (от песка, отложений на стенках внутрискважинного оборудования, бурового раствора и т.д.) как во всем мире, так и в регионе. Компания Baker Hughes располагает наиболее полным из представленных на рынке комплектов патентованных инструментов для очистки стволов скважин. Промывочная насадка Tornado с переключением направления промывки занимает лидирующую позицию среди инструмента для очистки от песка, а вращающаяся промывочная насадка Rotojet доказала свою эффективность при удалении твердых отложений. Оба инструмента уже много лет успешно используются как во всем мире, так и в Каспийском регионе в частности. И разумеется, концентрический колтюбинг, передовая технология от Baker Hughes, которую мы сейчас начинаем использовать в Азербайджане. Данная технология предусматривает применение струйного насоса на концентрических ГНКТ c иcпользованием эффекта Вентури. Она предназначена для удаления твердых фракций или жидкости из ствола скважины, не оказывая при этом никакой гидростатической нагрузки на пласт. Работая в вакуумном режиме, сильные струи растворяют твердые фракции и предотвращают прихваты. Кроме этого струи

58 ROGTEC

Tenaris: Our customers choose their tube grade based on a range of operational considerations: the depth of the wells, the types of jobs that are being performed, the environment within the wells and compatibility with their equipment. As a manufacturer of coiled tubing, we create a detailed set of specifications for steel that will achieve optimum and consistent performance for each grade. Extensive testing is first performed to develop a steel specification for a grade. This testing includes thousands of laboratory tests, followed by extensive field trials to ensure performance. Then, an equally rigorous process of testing and qualification must be performed to identify and qualify a steel supplier who can consistently achieve the demanding requirements of the steel specification. The supplier qualification process is very specific, restricting qualification to a specific supplier’s mill and to a specific manufacturing process route within that mill. How do you ensure the weld integrity when connecting the sections of tube? Tenaris: It is necessary to join the strips end-to-end prior to milling because the final length of the coiled tubing string is greater than the length of the steel strip. Since the bias weld, which connects one strip to the next, remains in the tube, it is essential that this weld have no defects, www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING прочищают закупорившиеся порты, обеспечивая бесперебойный приток. Когда установка работает в режиме всасывания, в околоскважинном пространстве создается локализованная зона давления, оказывающая точечную депрессию на пласт. Это идеальное решение для очистки скважин с низким давлением и с длинными горизонтальными участками. На сегодняшний день данная технология была успешно использована в нескольких сотнях таких скважин.. Schlumberger: В связи с тем, что ГРП с использованием проппанта для интенсификации добычи является наиболее широко применяемым методом в нефтегазодобывающих регионах по всей России, очистка скважины после ГРП стала наиболее востребованным видом работ на ГНКТ. Компания «Шлюмберже» предлагает широкий диапазон технологических решений, специально разработанных для этого вида работ, включая забойный инструмент и химические реагенты улучшающие несущую способность жидкости для очистки скважины. Сочетание этих технологий вместе с системой ACTive — семейством технологий ГНКТ, позволяющих проводить изменение операционных параметров в режиме реального времени на основе реальных скважинных условий, — дает нам уверенность в эффективном оптимизированном проведении работ по очистке скважины. Weatherford: Очистка ствола скважины и закачка азота, особенно после интенсификации притока, весьма популярны и распространены в России. Все крупнейшие компании-операторы в России понимают, какие технические преимущества могут предоставить такого рода операции. А Weatherford ежедневно и качественно выполняет подобные работы.. Вопросы к производителям колтюбинговой трубы Как обеспечивается соблюдение ваших производственных стандартов по всей длины трубы?

and that it and the adjacent area meet all of the specified properties for that tube. The process begins by developing a weld procedure specification (WPS) for each grade of tubing. The WPS must be qualified by thorough testing and documented according the standards of ASME Section IX. Each bias weld must be made by a welder who meets both the training and proficiency requirements, in accordance with the WPS. Each bias weld is dimensionally inspected, tested for mechanical properties, and then radiographic inspection is performed to confirm the weld is free of defects. The surface finish is then polished to achieve a roughness that is less than the overall steel strip. Periodic testing is performed to ensure mechanical, metallurgical and fatigue resistance are within norms. Questions for Tractor Service Providers When should a tractor be deployed with CT, and why is it sometimes needed? Welltec: The typical reason why a tractor is deployed on CT is to increase the reach of the coil. When the required depth cannot be reached during pre-job simulations, a CT tractor should be considered. The mechanical limitations of CT are well documented and in highly deviated wells the failure mechanism is typically referred to as ‘lock-up.’ A lock-up consists of a sinusoidal buckle followed by a helical buckle brought on by the frictional forces overcoming those of gravity and the CT’s momentum. In the following sketches the difference of forces acting on CT in a vertical well versus a deviated well becomes clear. Depth is plotted against surface weight indication and as the CT is running in hole, the weight increases almost linearly (box A). However, as the angle starts to build (box B), the surface weight increase rate drops as frictional drag from the casing / tubing acts on the ever increasing

Tenaris: Существует множество инженерных и производственных процессов, обеспечивающих соответствие каждой колтюбинговой трубы проектным спецификациям по всей ее длине, хотя разрушающие испытания могут проводиться только с каждого конца колтюбинговой колонны. Все эти процессы определены, контролируются и проходят аудит в соответствии с общей системой контроля качества, которая начинается с выбора и поставки прокатной стали. Спецификации по механическим качествам и химическому составу стали задаются в очень строгом диапазоне. Указанные качества подтверждаются проведением испытаний и на сталелитейном, и на трубопрокатном заводах. Затем, на основе данных о подходящих механических качествах и химическом составе, выбирается плоская стальная полоса (штрипс), www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 59

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ который будет использован для производства трубы. Во время производства, штрипс проходит контроль соответствия требованиям к качеству поверхности, размерам и механическим качествам. Во время проката труб, небольшие различия между стальными полосами компенсируются изменением определенных параметров трубопрокатного процесса. Такие параметры основаны на информации из большой базы данных (свыше 65,000 ранее проведенных испытаний), что обеспечивает при производстве постоянство механических качеств по всей длине трубы. Во время проката проводится постоянные неразрушающие испытания (НРИ) для обеспечения целостности сварки. Последующий контроль выявляет любые индикации НРИ. Затем труба проходит 30-минутное испытание гидростатическим давлением, равным 90% от разрушающего. В завершение, все этапы производства и результаты всех испытаний рассматриваются и сертифицируются до выпуска и отгрузки трубы. Какие факторы вы рассматриваете при выборе марки металла для самой трубы? Tenaris: Наши клиенты выбирают марку стали для труб на основе различных аспектов эксплуатации: глубины скважин, типа выполняемых работ, внутрискважинных условий и совместимости с уже установленным оборудованием. Как производитель ГНКТ, мы разрабатываем детальные спецификации по качеству стали, обеспечивающие оптимальную и непрерывную работу для каждой марки стали. Для определения спецификаций по качеству стали, вначале проводятся всесторонние испытания. Такие испытания включают тысячи лабораторных опытов с последующими всесторонними испытаниями в полевых условиях для обеспечения эксплуатационных качеств. Затем идет не менее тщательный процесс испытания и квалификации для выбора поставщика стали, способного постоянно обеспечивать соответствие стали растущим требованиям. Квалификация поставщика – процесс очень специфичный, ограничивающий выбор до конкретного трубопрокатного стана на конкретном заводе. Как вы обеспечиваете целостность сварки при соединении секций трубы? Tenaris: Стальные полосы должны быть соединены до проката, поскольку конечная длина колтюбинговой колонны труб больше, чем длина штрипса. Поскольку сварной шов, соединяющий полосы, остается внутри трубы, необходимо, чтобы сварка не имела дефектов, а место сварки и материал вокруг него соответствовал требуемым качествам для этой трубы. Процесс начинается с разработки спецификации по сварке (СПС) для каждой марки трубы. СПС должна задаваться после тщательных испытаний и документируется по Разделу IX стандарта ASME. Согласно СПС, каждая операция

60 ROGTEC

surface area contact. As the well increases angle to horizontal around 7,000 ft, the additional CT being run into the well ceases to contribute to the surface weight indication (box C). And as drag continues to increase, the weight begins to drop off. Finally around 9,100 ft the force of friction overcomes the downward movement of the CT and lockup occurs. What benefits does a tractor bring to a project when it is deployed? Welltec: The benefits vary depending on whether you are referring to an e-line tractor or a CT tractor. The CT tractor as described above will increase the depth which CT can access thereby improving the operations as a whole. If the coil is being used for acid stimulation, the placement strategy can be implemented more effectively driving up the well production vs the alternative which we be to bullhead from the point of lock-up. Similarly for other applications where fluids are needed to be spotted such as cleaning, washing, etc. For e-line tractors, the benefits are that you can deploy e-line tools in horizontal wells without having to bring out a rig or a CT unit. This allows the operator to manage his available ‘large’ assets better while still accomplishing workovers and interventions in highly deviated wells. How can you maximize the payload a tractor can handle? Welltec: The maximum payload that a tractor can push is a function of: www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING по сварке должна выполняться квалифицированным и опытным сварщиком. Каждый сварной шов проходит проверку качества, испытываются его механические качества, а затем отсутствие дефектов заверяется рентгеноскопией. Затем поверхность шлифуется еще более гладко, чем по всей длине штрипса. Труба периодически испытывается для гарантии соответствия нормам механических и металлургических качеств и сопротивления усталости трубы. Вопросы к поставщикам услуг, связанных с применением скважинных тракторов Когда с помощью колтюбинга следует использовать скважинный трактор и почему это иногда необходимо? Welltec: Обычно трактор на колтюбинге спускается для увеличения предела досягаемости барабана. Когда предварительное моделирование показывает, что требуемая глубина недостижима, необходимо рассмотреть возможность использования скважинного трактора, спускаемого на колтюбинге. Механические ограничения применения колтюбинга хорошо задокументированы, и в скважинах с большим отходом от вертикали механизм отказа колтюбинга называют застреванием. Застревание случается, когда синусоидальный изгиб осложняется спиралевидным, вызванным силами трения, превышающими вес и механический момент колтюбинга. Приведенные ниже графики ясно показывают разницу в силах, действующих на ГНКТ в вертикальной скважине по сравнению со скважиной БОВ. На графике зафиксированы значения глубины и нагрузки на долото, и по мере спуска колтюбинга, нагрузка на долото возрастает почти линейно (гр. А). Однако, по мере увеличения отхода от вертикали (гр. В), нагрузка на долото снижается за счет влияния сил трения на постоянно растущей площади контакта. По мере Нагрузка на долото по сравнению с глубиной Условные обозначения Спуск

1) Well conditions

a. Environment – OH versus CH

b. Deviation

c. Friction factor

d. Minimum restrictions

2) Surface equipment

a. Available rig-up height

b. E-line cable type

Increasing force come from increasing the tractor size, the cable and the number of wheel sections. These all translate into more available power downhole.

Sincia Shi Vice President, Completions & Production, Baker Hughes, Russia Caspian Region

Sincia Shi is Vice President, Completions & Production for Baker Hughes Russia Caspian region. Her responsible area includes Pressure Pumping, Completions & Wellbore Intervention, Artificial Lift Systems as well as Upstream Chemicals. Sincia has worked in the Oil & Gas industry for over 20 years in Asia Pacific, North America and the Russian Caspian regions.

Pavel Bravkov Sales Manager for Schlumberger Well Intervention services covering Russia and Central Asia

I joined Schlumberger after graduating from the Russian State Oil and Gas University in 2004, as a mechanical engineer. Since then, I have held various technical and management positions across Russia and overseas during 2010-2013. Now I am leading the business development team of our Schlumberger Well Intervention Services in Russia and Central Asia, which includes services such as coiled tubing, slickline and matrix acidizing.

Подъем Спуск в горизонтальной части Подъем в горизонтальной части Глубина (футы)

Stephen J. Dienes Sales Director - Coiled Tubing (Europe & CIS), Coiled Line Pipe, and Subsea Umbilical Tubing, Tenaris

Mr. Dienes currently manages coiled tubing sales in the Europe & CIS region. In addition, he has sales responsibility for Coiled Line Pipe and Subsea Umbilical tubing globally. Prior to joining Tenaris, Mr. Dienes held sales management positions in both steel manufacturing and steel distribution companies primarily serving the oil & gas market. Нагрузка на долото (фунты)

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 61

ГИБКИЕ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ

Rick Crist Area Vice President, Russia & CIS, Welltec

Rick Crist joined Welltec in 2012 as area VP in the Russian and Caspian markets. Building on more than 25 years of international experience in the oil and gas industry, Rick has a proven managerial track record and deep understanding of the local and global market and its challenges. Having held a range of international senior management positions in Глубина (футы)

the Far East, Africa, The North Sea, North America, Eastern Europe, Turkey, Kazakhstan and CIS/ Russia, Rick understands what it takes for operators to consistently deliver results in the challenging international environment. A key driver for Rick as well as Welltec is providing the operators with optimal solutions to enhance recoverables, and the organization prides itself on being innovative and challenging the conventional intervention and completion methods.

перехода скважины в горизонталь на глубине около 7,000 футов, дальнейший спуск колтюбинга не дает дополнительной нагрузки на долото (гр. С). А по мере увеличения сопротивления трения, нагрузка на долото начинает падать. Наконец, на глубине 9,100 футов, сила трения превосходит силу тяжести колтюбинга при движении вниз и происходит застревание. Каковы преимущества использования скважинных тракторов? Welltec: Существуют различные преимущества тракторов, спускаемых по ГНКТ и на электрическом кабеле. Описанный выше колтюбинговый трактор позволяет увеличить досягаемую колтюбингом глубину, таким образом, оказывая положительное влияние на работу в целом. Если колтюбинг используется для кислотной обработки, можно эффективно использовать стратегию правильного размещения для увеличения выработки скважины, вместо альтернативного варианта, который заключался бы в форсированной закачке с вытеснением в точке застревания. То же касается других областей применения, где используется нацеленное использование жидкостей, такие как очистка, промывка и т.п. Что касается тракторов, спускаемых на электрическом кабеле, их преимущество заключается в возможности спуска электронных приборов в горизонтальные скважины без необходимости использования буровой или колтюбинговой установки. Это позволяет оператору эффективнее использовать свои «крупные» активы, не забывая о ремонте скважин и внутрискважинных работах в скважинах с большими отходами от вертикали.

62 ROGTEC

Fred Perrier Weatherford Pressure Pumping Business Unit Manager

Fred Perrier has been the Weatherford Pressure Pumping Business Unit manager based in Moscow Russia since 2010. Fred graduated from the top French Engineering School in Chemical Engineering, in 1994. He has 17 years’ experience working in Pressure Pumping, 10 of which were spent in management positions. He has a good experience and understanding of the Russian PP Market, having worked in Western Siberia, Komi and Volga Ural regions for more than 3 years before moving to Moscow.

Stanislav A. Zagranichniy Technical Director of Trican Well Service

Stanislav started his oil and gas career at PetroKazakhstan, Inc, in 1998 as a specialist in the logistics department. In 1999 he joined AlauTransGaz as a lead specialist in the marketing department. Then he joined Schlumberger Logelco Ltd in Aksai, Kazakhstan as a trainee Engineer in the coiled tubing department. The following two years Stanislav spent working as a Field Engineer at the Karachaganak and Tengiz fields. During the next few years he worked in Russia, and in 2006 was appointed a Chief Engineer on CT services sales for Russia, based in Moscow. In 2009, he joined Trican Well Service LLC as a technical CT engineer, expert at Vankor Field in Krasnoyarsk Region. In 2013, he was appointed to his current position of Technical Director of Trican Well Service. Stanislav has published over 20 technical articles on various coiled tubing technologies in Russia and abroad. While at Schlumberger, presented specialized workshops on coiled tubing technologies for Russian oil and gas companies.

www.rogtecmagazine.com

COILED TUBING Как достигается максимальная полезная нагрузка трактора? Welltec: Максимальная полезная нагрузка трактора зависит от: 1) Скважинных условий а. Тип скважины - обсаженная или необсаженная б. Отклонение в. Коэффициент трения г. Минимум препятствий 2) Наземного оборудования а. Высота буровой установки б. Тип электрокабеля Увеличение мощности достигается увеличением типоразмера трактора, количества колесных секций и типа кабеля. Все эти факторы дают дополнительную мощность в скважине.

Синсия Ши вице-президент по заканчиванию и эксплуатации скважин компании Baker Hughes по России и Каспийскому региону

Синсия Ши – вице-президент по заканчиванию и эксплуатации скважин компании Baker Hughes по России и Каспийскому региону. Сфера деятельности госпожи Ши включает нагнетательную закачку в скважину, заканчивание скважин и операции в стволе скважины, системы механизированной эксплуатации скважин и реагенты для бурения и добычи. Синсия работает в нефтегазовой отрасли уже больше 20 лет, в том числе в Азиатско-Тихоакеанском регионе, Северной Америке и в российском секторе Каспийского моря.

Рик Крайстс региональный вице-президент Welltec по России и СНГ

Рик Крайст пришел в компанию Welltec в 2012 на должность вицепрезидента по России и Каспийскому региону. Обладая более, чем 25-ти летним международным опытом в нефтегазовой отрасли, Рик успешно управлял многими проектами, ему хорошо известны тонкости и сложности работы на местном и глобальном рынках. Имея опыт работы на нескольких различных международных управленческих позициях на Дальнем Востоке, в Африке, в Северном Море, в Турции, Казахстане и СНГ/России, Рик хорошо понимает, что требуется от оператора, чтобы постоянно доставлять результаты в сложной международной обстановке. Ключевой ведущий фактор для Рика и для компании Welltec в целом – обеспечить операторов оптимальными решениями для увеличения извлекаемых запасов и наша организация гордится своим инновационным подходом и поиском альтернатив традиционным методам скважинных работ и заканчивания скважин.

Фред Перье Глава департамента Услуги закачки под давлением компании Weatherford

Фред Перье возглавляет департамент Услуги закачки под давлением компании Weatherford в России с 2010 года. В 1994 году Фредерик окончил высшее техническое училище во Франции, получив специальность химика-технолога. Он обладает 17-летним опытом в сфере применения технологий закачки под давлением, 10 из которых он работает на руководящих должностях. Фред отлично знаком с российским рынком, поскольку до переезда в Москву он более трех лет работал над проектами в Западной Сибири, Республике Коми и Волго-Уральском регионе.

Павел Бравков менеджер по продажам отдела внутрискважинных работ Schlumberger в России и Центральной Азии

Я пришел в Шлюмберже после получения специальности инженера по механическому оборудованию Российского Университета Нефти и Газа в 2004 году. В 2010-2013 гг. занимал различные технические и руководящие должности в России и за рубежом. В настоящее время я возглавляю работу по развитию бизнеса в сегменте внутрискважинных работ в России и Центральной Азии, включая такие аспекты как колтюбинг, спуск на тросе и структурная кислотная обработка.

Cтивен Дж. Динес Директор по продажам – колтюбинг (Европа и СНГ), гибкий трубопровод, гибкий подводный трубопровод

Господин Динес в настоящее время управляет продажами колтюбинга в Европе и СНГ. Кроме того, он занимается вопросами глобальных продаж гибкого трубопровода и подводного гибкого трубопровода. До прихода в Tenaris, господин Динес занимал различные позиции в области управления продажами в сфере производства и распространения стали, преимущественно для нефтегазовой отрасли.

www.rogtecmagazine.com

Станислав Александрович Заграничный Технический директор компании Trican Well Service

Станислав начал свою карьеру в нефтегазовой отрасли в 1998 году специалистом отдела логистики. В начале 1999 г. перешел в компанию ОАО АлауТрансГаз ведущим специалистом в отдел маркетинга. В конце 1999 г. был принят инженеромстажером в компанию Schlumberger Logelco Ltd. в отдел ГНКТ (койлтюбинг) в г. Аксай, Казахстан. В последующие два года работал полевым инженером на Карачаганакском и Тенгизском месторождениях. Следующие несколько лет Станислав работал в России и за рубежом, а в 2006 году был назначен главным техническим инженером ГНКТ по РФ и базировался в Москве. В 2009 г. перешел в компанию Trican Well Service LLC на должность технического инженера – эксперта по ГНКТ на Ванкорском месторождении в Красноярском крае. В январе 2013 года назначен техническим директором компании Trican Well Service. Станислав опубликовал более 20 технических статей по различным технологическим аспектам ГНКТ в РФ и за рубежом. В компании Schlumberger проводил специализированные семинары по технологиям ГНКТ для российских нефтегазовых компаний.

ROGTEC 63

ПНГ

Расчет диаметра оголовка факела: бессажевое горение при падающей добыче ПНГ

Flare Tip Right-Sizing: Soot-Free Flaring as APG Production Declines

66 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

APG В ООО «ТНК-Уват» разработан метод, позволяющий в условиях падающей добычи нефти – а значит, и попутного нефтяного газа (ПНГ) – достичь бессажевого сжигания ПНГ на факелах. Это позволило сократить массу вредных выбросов и снизить платежи за негативное воздействие на окружающую среду. Проект стал победителем Премии Председателя Совета директоров ТНК-ВР за достижения в области ОТ, ПБ и ООС по итогам 2012 года.

спользовать весь объем ПНГ, добываемого на Верх-Тарском и Кальчинском месторождениях ООО «ТНК-Уват», не представляется возможным в экономический расчет по определению возможных вариантов утилизации ПНГ на этих месторождениях, проведенный в 2010-2012 годах, показал, что в настоящее время соответствующие технологии с положительной экономической эффективностью отсутствуют. Поэтому в сложившихся экономических и правовых условиях принят вариант модернизации факельных установок и оптимизированного сжигания ПНГ.

TNK-Uvat has devised a methodology to achieve sootfree flaring of associated petroleum gas (APG) as its production declines. This has significantly reduced harmful atmospheric pollution and slashed the charges payable for APG flaring. The project won the TNK-BP Chairman’s Award for HSE 2012.

he entire amount of APG produced at the VerkhTarskoye and Kalchinskoye fields of TNK-Uvat cannot be put to good use for economic and logistical reasons. Feasibility estimates completed in 2010-2011 to identify potential alternatives to APG utilization at those fields have shown the absence, at this point in time, of appropriate technologies that would be economically viable. Therefore, given the prevailing economic and legal environment, the APG flaring option has been selected.

If soot is discharged when flaring associated gas, it points to substantially incomplete combustion of hydrocarbons, as borne out by statutory estimates of maximum permitted emissions. The sooty combustion mode has been found to result from an inconsistency between the existing flare tip diameters and the actual amount of APG flaring. Originally, the flare tips had Если при горении been sized for a попутного газа Опыт «ТНК-Уват» может быть использован large volume of выделяется сажа, gas; however, as на любых нефтегазовых предприятиях это свидетельствует field production о существенном declines, the TNK-Uvat’s experience can be used by any недожоге velocity of gas oil and gas company углеводородов, leaving the flare что подтверждено tip decreases, расчетами по утвержденной методике и согласовано critically affecting the combustion mode. At gas Росприроднадзором в проекте нормативов velocities of less than 0.2 Mach, the sooty combustion предельно допустимых выбросов. Установлено, что mode kicks in, discharge increases by a factor of 12.5, причиной сажевого горения является несоответствие benzopyrene discharge quadruples, and soot emission диаметров сопел действующих факельных установок rises 100 percent. фактическим объемам сжигания ПНГ. Сопла были рассчитаны на большие объемы газа, однако падение Therefore, APG flaring in the prevailing combustion mode results in an excessive discharge of atmospheric добычи на месторождениях приводит к снижению pollutants and, consequently, in greater charges payable скорости истечения газа из сопла факела – а for adverse environmental impact. для режима горения это критично. При скорости истечения газа менее 0,2 от скорости звука горение In order to reduce pollutant emissions and slash the APG переходит в сажевый режим, выбросы оксида flaring charges, TNK-Uvat resolved to upgrade the flare углерода увеличиваются в 12,5 раз, бензопирена в systems in the Verkh-Tarskoye and Kalchinskoye fields. четыре раза, сажи на 100%. The project called for replacing flare tip at existing flare units to achieve soot-free APG combustion across a Таким образом, сжигание ПНГ на факелах в broad flow range. существующем режиме горения приводит к большому количеству выбросов загрязняющих веществ в New Approach to an Old Problem атмосферу и, соответственно, большим платежам за To begin with, the type and parameters of new flare tips негативное воздействие на окружающую среду. have been identified in order to achieve soot-free APG flaring across a broad flow range using existing flares. Для снижения массы выбросов загрязняющих веществ и уменьшения размера платы за загрязнение To enable development of the required technical атмосферного воздуха выбросами от сжигания concepts, the Environmental Section of TNK-Uvat relied ПНГ в ООО «ТНК-Уват» было принято решение www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 67

ПНГ модернизировать факельные системы ВерхТарского и Кальчинского месторождений. Проект предусматривал реконструкцию факельных оголовков существующих факельных установок для достижения бессажевого режима горения ПНГ в широком диапазоне расходов. Новый подход к застаревшей проблеме Для начала были определены тип и параметры новых факельных оголовков, которые позволили бы получить бессажевый режим горения ПНГ в широком диапазоне расходов на существующих факельных установках. Для подготовки необходимых технических решений специалисты отдела охраны окружающей среды ООО «ТНК-Уват» по итогам учета сжигания ПНГ и расчетов количества выбросов, их параметров и условий провели анализ и моделирование режимов горения действующих факелов. Исследования показали, что основным параметром, обеспечивающим бессажевый режим горения, является высокая скорость истечения ПНГ: чем выше скорость (в диапазоне от 0,2 от скорости звука до 120 м/с), тем меньше выбросов выделяется при сгорании ПНГ на факеле. А самым малозатратным способом увеличения скорости истечения является уменьшение диаметрального сечения факельного оголовка. В случае падающих объемов сжигания ПНГ подбор выполняется проведением расчетов: » по достижению верхнего предела «бессажевого» режима (120 м/с); » по определению временного диапазона «бессажевого» режима – до нижнего предела (скорость истечения ПНГ – 0,2 от скорости распространения звука в данном газе). В случае, если объемы сжигания ПНГ растут, подбор выполняется проведением расчетов: » по достижению нижнего предела «бессажевого» режима (0,2 от скорости звука); » по определению временного обеспечения «бессажевого режима» – до верхнего предела. Позитивный эффект На Верх-Тарском месторождении оголовки факелов прямоточного типа диаметрами 0,3 м и 0,2 м в феврале 2012 года были заменены на струйные, площадь сечений которых эквивалентна диаметральным сечениям 0,102 м и 0,035 м. На Кальчинском месторождении совмещенный оголовок с наружным и внутренним диаметрами 0,2 м и 0,1 м заменен в конце декабря 2012 года на струйный с эквивалентными диаметрами 0,085 м и 0,025 м соответственно.

68 ROGTEC

Факел высокого давления ЦПС Верх-Тарского нефтяного месторождения до модернизации. Горение с выделением сажи. A high-pressure flare at the Verkh-Tarskoye CPF prior to the upgrade. Flaring produces soot. on APG flaring records, as well as quantitative pollution measurements in terms of compliance with maximum permitted discharge levels, to painstakingly analyze the combustion mode of existing flares. According to this research, high-velocity APG flow is the key parameter to ensure soot-free combustion mode. The higher the gas velocity (between 0.2 Mach to 120 m/ sec), the less soot is generated by APG flaring. The most affordable method to increase the exit velocity calls for flare tip diameter downsizing. In case of a decline in APG flaring volumes, flare tip sizing relies on the following calculations: » upper bound velocity for the soot-free mode (120 m/sec) » temporal range of the soot-free mode, down to the lower bound In case of an increase in APG flaring volumes, flare tip sizing relies on the following calculations: » lower bound velocity for the soot-free mode (0.2 Mach) » temporary support for the soot-free mode, up to the upper bound Benefits At the Verkh-Tarskoye field, the flare tips were replaced in February 2012, whereas Kalchinskoye flare tips were replaced in late December 2012. Project implementation costs at the Verkh-Tarskoye field add up to 1.4 million rubles. As a result, over two quarters of 2012, pollutant emissions dropped by 8,300 t (-57.8 percent), and environmental pollution charges decreased by 36.3 million rubles (-60.7 percent). www.rogtecmagazine.com

APG Затраты на реализацию проекта на Верх-Тарском месторождении составили 1,4 млн рублей. В результате выбросы загрязняющих веществ за два квартала 2012 года сократились на 8,3 тыс. т (-57,8%), размер платежей уменьшился на 36,3 млн рублей (-60,7%).

Показатель Indicator Сжигание ПНГ на факелах, млн м3 APG flaring, mmcm

Given that the project implementation costs at the Kalchinskoye field are budgeted at 4 million rubles, the expectation is for harmful pollution from the existing flares to decline by 11,600 t (-73.5 percent) over 2013-2017, to produce 114.6 million rubles in savings (disregarding perspective changes in environmental laws) (Fig. 1).

2013

2014

2015

2016

2017

12.83

11.51

Всего 2013-2017 Total, 2013-2017 58.57

Вариант 1. Без изменения факельных оголовков (горение с выделением сажи) APG flaring, mmcm Масса выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, тонн Atmospheric pollution amount, t

3 486.72

3 079.14

15 785.26

Плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, тыс. руб. Atmospheric pollution charges, ‘000 rubles

14 139.95

12 533.21

50 166.79

139 539.96

Вариант 2. С модернизированными факельными оголовками (бездымное горение) Alternative 2. Upgraded flare tips (soot-free combustion) Масса выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, тонн Atmospheric pollution amount, t

911.46

817.8

4 182.67

Плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, тыс. руб. Atmospheric pollution charges, ‘000 rubles

2 524.68

2 241.37

8 957.27

24 921.96

Рис. 1 Расчет платы за негативное воздействие на окружающую среду от сжигания ПНГ на Кальчинском месторождении Fig. 1 Calculation of charges payable for adverse environmental impact of APG flaring at the Kalchinskoye field При фактических затратах на реализацию проекта на Кальчинском месторождении в размере 4 млн рублей ожидается, что в 2013-2017 годах вредные выбросы на существующих факелах снизятся на 11,6 тыс. т (-73,5%), экономия составит около 114,6 млн рублей (без учета перспектив изменения природоохранного законодательства) (Рис. 1). www.rogtecmagazine.com

Replication Opportunities In fact, the experience of TNK-Uvat is applicable to any oil and gas producing enterprises facing a lack of gas infrastructure, such as gas processing plants, or gas transportation systems (in-field or trunk pipelines), stricter environmental legislation, and greater charges for harmful emissions associated with APG flaring.

ROGTEC 69

ПНГ

Факела ЦПС и УПСВ Верх-Тарского нефтяного месторождения после модернизации. Бессажевое горение. Flares at Verkh-Tarskoye CPF and free water knockout station after the upgrade. Soot-free combustion. TNK-Uvat has already put the resultant methodology Возможности тиражирования to good use in designing Central Processing Facility Отметим, что метод, разработанный и (CPF) flare systems for the Ust-Tegusskoye field (Train подтвержденный опытным путем в ООО «ТНК-Уват», III) and the Tyamkinskoye field (Train I). In addition, является простым, малозатратным, экономически recently, the project was successfully adapted for use эффективным. Он применим для любых at the Kamennoye field of TNK-Nyagan. Following нефтегазодобывающих предприятий в условиях отсутствия инфраструктуры Реконструкция факельных систем газовых производств – в частности, газоперерабатывающих позволила сократить выбросы на 57% заводов, систем транспорта газа (промысловых и магистральных The flaring system reconstruction allowed us to газопроводов), и чрезвычайно reduce pollutant emissions by 57 percent актуален в условиях ужесточения природоохранного its implementation, the field also achieved soot-free законодательства и увеличения платы за вредные combustion mode against the backdrop of declining oil выбросы при сжигании ПНГ. production and a gas turbine power plant recently put on stream. ООО «ТНК-Уват» уже использует полученную Спасибо компании TNK-BP и журналу «Новатор» за методику при проектировании факельных систем предоставление материалов. центральных пунктов сбора (ЦПС) Усть-Тегусского (III очередь) и Тямкинского (I очередь) месторождений. Published with thanks to TNK-BP and Innovator Magazine

70 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Оптимизация процессов. Повышение производительности.

МАКСИМАЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ. На всех этапах эксплуатации месторождения.

www.fmctechnologies.com

С нами Вы—лидер! Всегда и во всем.

РАЗВЕДКА

Трансформационные технологии разработки недр

Transformative Subsurface Technologies Дэвид Бэмфорд, Finding Petroleum

David Bamford, Finding Petroleum

«Расшатывающие» технологии На меня произвел впечатление недавно прочитанный комментарий о том, как Стив Джобс, будучи во главе компании Apple изобретал новинки - iPod, iPhone, iPad еще до того, как мы сами поняли, что в них нуждаемся. Мне это кажется очень хорошим определением инновации и лидерства в области инноваций и я задумался: а где это можно найти в нашей отрасли?

‘Disruptive’ technologies I was struck by reading a commentary on Steve Jobs as CEO of Apple to the effect that he invented new things – the iPod, the iPhone, the iPad – before any of us realised we needed them. This seems to me to be a really good definition of innovation, of leadership in innovation, and it set me wondering where this exists in our industry?

Начну с упоминания пары исследований, которые, возможно, придутся кстати: В первую очередь, недавно мне встретилась статья на RigZone(1), в которой говорилось о постоянно внедряющих инновации компаниях: по результатам 8 лет исследований самых инновационных компаний мира, проведенных тремя профессорами школы бизнеса. В упомянутом исследовании были определены пять навыков «расшатывающих инноваторов», а именно:

72 ROGTEC

Let me start off by referencing a couple of surveys that may, or may not, help: Firstly, I noticed an interesting article on RigZone(1) some time ago talking about companies that are consistently innovative, the outcome of a study by three business school professors who studied the world’s most innovative companies for the previous 8 years. Five skills of ‘disruptive innovators’ were identified by this effort, namely: » Questioning allows innovators to challenge the status quo and consider new possibilties. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

» Вопросы позволяют инноваторам оспорить статус-

кво и обдумать новые возможности. » Наблюдения помогают инноваторам замечать мелкие детали – в активности клиентов, поставщиков и других компаний, благодаря которым рождаются новые решения поставленных задач. » Нетворкинг позволяет инноваторам узнать самые различные точки зрения от людей с разными знаниями и опытом. » Экспериментирование заставляет инноваторов неустанно ставить новые опыты, разбирать все на части и испытывать новые идеи. » Ассоциативное мышление - катализатор креативных идей: поиск связей между вопросами, задачами или идеями с привлечением неродственных областей знаний, вызванный вопросами, наблюдениями, нетворкингом и экспериметрированием. Мне подумалось, что это очень интересно и в некотором роде схоже с идеями Ниала Фергюсона о том, почему Запад достиг преимущественного положения в мире в XIX и XX веках, и идеями Джорджа Магнуса о том, почему Китаю (и другим странам, ориентированным на общественные, а не индивидуальные ценности) будет сложно обогнать Запад в долгосрочном плане. Это все замечательно! Однако далее, по моему скромному мнению, вся статья была испорчена ссылкой на исследование HOLT, дочерней компании Credit Suisse, определившее 100 ведущих инновационных компаний на основе заявленной компаниями информации о том, сколько дохода новые предложения могут принести в будущем. В этом рейтинге на сто позиций, из нефтегазового сектора верхние позиции были заняли компании FMC-Technologies, Schlumberger, China Oilfield Services, Cameron International, Tenaris SA и Halliburton. Я же вот думаю, если попросить руководителей в нефтегазовой отрасли определить пять инновационных компаний – «расшатывающих инноваторов», будет ли названа хоть одна компания из упомянутых выше шести? Некоторый свет на поднятую тему, в некоторой степени обходным путем, проливает второе исследование, о котором я хотел упомянуть. Каждый год Barclays Capital публикует данные анкетирования в нефтегазовой отрасли, включающие обзор технологий на основе заявлений респондентов. Из года в год наиболее важными технологиями респонденты стабильно называют горизонтальные скважины, 3D сейсморазведку и технологии заканчивания скважин: эти технологии занимают верхние три позиции www.rogtecmagazine.com

» Observing helps innovators detect small details - in the

activities of customers, suppliers and other companies that suggest new ways of doing things. » Networking permits innovators to gain radically different perspectives from individuals with diverse backgrounds. » Experimenting prompts innovators to relentlessly try out new experiences, take things apart and test new ideas. » Associated thinking - drawing connections among questions, problems or ideas from unrelated fields - is triggered by questioning, observing, networking and experimenting and is the catalyst for creative ideas. Really interesting I thought and similar in a way to some of the ideas of Niall Ferguson on why ‘the West’ rose to pre-eminence in the 19th and 20th Centuries and George Magnus’s on why China (and other community rather than individually oriented countries) will struggle to outpace the West in the long run. Great stuff! But then, IMHO, the whole article was undone by referring to a study by HOLT, a subsidiary of Credit Suisse, to identify the leading 100 innovative companies, based on how much revenue companies claimed new offerings would yield out into the future. In this top 100, from the oil & gas sector, they put forward FMCTechnologies, Schlumberger, China Oilfield Services, Cameron International, Tenaris SA and Halliburton. Now I wonder if you asked managers in the oil & gas sector to name their top 5 innovative companies – the ‘disruptive innovators’ - whether any of these 6 would figure? Well, via a slightly circuitous route, and the second survey I want to remind you of, we have access to some insights on this. Every year Barclays Capital publishes a survey of the world oil & gas industry and include a review of technologies, based on what their respondents said. The most important technologies by year are pretty consistent with horizontal wells, 3D seismic and completions technology being rated the top three. The current perception that horizontal wells and hydraulic ‘fracking’ are now the two most important technologies is clearly based on the success of shale gas E&P in the USA; they have become ‘routine’. As a third piece of data, I offer the insight from Shell and McKinsey amongst others that the oil & gas industry is one of the most conservative industries around. Two of the top 3 aforementioned ‘most important technologies’ – horizontal drilling and 3D/4D seismic - are great examples of the decades it takes for new ideas to achieve market dominance in our industry, having been first used in the 1940’s and 1960’s respectively!

ROGTEC 73

РАЗВЕДКА рейтинга. Бытующее мнение, что горизонтальные скважины и ГРП – две наиболее важные технологии, безусловно, обязано успеху в разведке и добыче сланцевого газа в США: эти технологии вошли в рутину. И, в качестве третьего повода к размышлению, приведу мнение некоторых компаний, среди которых Shell и McKinsey, которые считают нефтегазовую отрасль одной из самых консервативных. Две из упомянутых выше трех «наиболее важных технологий» - горизонтальное бурение и 3D/4D сейсморазведка являют собой хороший пример, как новым идеям в нашей отрасли требуются десятилетия, чтобы достичь доминирующего положения на рынке: ведь эти технологии впервые были использованы в 40-х и 60-х годах прошлого века, соответственно! И ничто из перечисленного не перекликается с представлением о «расшатывающих инноваторах», которое по-моему, в самом подтексте своем несет готовность принимать риски. Поэтому я решил остановить свой пристальный взгляд на таких «расшатывающих» технологиях, которые имеют потенциал трансформировать нашу отрасль... Измерение градиента полного тензора Одним из наиболее важных прорывов за последние годы стало появление аэрогравиметрии методом измерения градиента полного тензора (FTG). Проще говоря, два крайне чувствительных гравиметрических прибора, один над другим, записывают все 9 компонентов тензора гравитационного поля Земли. По сравнению с традиционной гравиметрией, парные гравиметрические приборы позволяют избавиться от помех, возникающих в процессе спуска, и такой «полный тензорный» подход позволяет с достаточной точностью определить положение источника аномалий в трехмерном пространстве под землей.

None of the above seems consistent with the notion of ‘disruptive innovators’ which to me carries an underlying message of being willing to take risks. So I thought I would reprise my views on those ‘disruptive’ technologies that have the potential to transform our industry... Full Tensor Gravity Gradiometry One of the more important breakthroughs of the last few years has been the emergance of airborne gravity via Full Tensor Gravity Gradiometry (FTG). Put simply, two extremely sensitive gravimeters, one above the other, record all 9 tensor components of the earth’s gravitational field. In comparison with conventional gravimetry, the twin gravimeters allow much of the ‘inflight’ noise to be removed and this ‘full tensor’ approach allows the source of anomalies to be located relatively precisely in the 3D sub-surface. Thus reasonably precise, reconnaissance phase, 3D images of the sub-surface can be generated and FTG becomes an especially powerful tool when integrated with other geophysical technologies, for example with modest amounts of 2D seismic or perhaps magnetics (especially when ‘depth to basement’ – the depth to the base of the sedimentary pile – is a key deliverable). Obviously this can be used anywhere as a relatively inexpensive early stage exploration tool but it should prove particularly useful in remote or hostile onshore areas; the jungles of Gabon and the Congo would be an example.(2) Onshore Seismic Seismic technology remains the main, some would say the only, means of interrogating the sub-surface in sufficient detail to allow insightful geological prediction and the precise location of wells. So I am going to state quite baldly that onshore exploration technology is miles behind offshore. Why is this??

Таким образом, генерируются достаточно точные для стадии рекогносцировки 3D снимки недр, а наиболее эффективным инструментом FTG становится в комбинации с другими геофизическими технологиями, например, при наличии умеренных объемов данных 2D сейсморазведки или, возможно, магниторазведки (особенно когда глубина до фундамента, т.е. глубина до основания осадочных отложений, является ключевым показателем). Очевидно, что эта технология может использоваться где угодно в качестве дешевого метода на ранних стадиях разведки, но особенно полезным она окажется для удаленных или неблагоприятных месторождений на суше – например, в джунглях Габона и Конго.(2)

74 ROGTEC

The availability of regional or ‘exploration’ 3D has been the main driver of exploration success offshore and especially in Deep Water. Huge swathes of multi-client 3D, covering for example whole 5000 sq kms blocks offshore Angola, are available at prices as low as $3000/ sq km, are turned around exceedingly rapidly, and are interpreted at great speed. The technology drivers have been: highly efficient and effective acquisition systems based on vessels capable of towing many, many streamers and multiple guns; simultaneous processing – to some extent on-board – but nowadays mainly via satellite transmission; powerful www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Наземная сейсморазведка Методика сейсмической разведки остается основным, некоторые скажут – единственным – способом изучения недр со степенью детализации, позволяющей делать осведомленные геологические прогнозы и точно определять размещение скважин. Поэтому я заявлю сразу открыто, что наземная сейсморазведка крайне отстает от морской.

interpretation workstations, capable of dealing with these vast surveys and delivering both time and attributebased interpretations. As an ‘old codger’ I would simply point out that this is an incredible transformation from the days of ‘postage stamp’ surveys in the North Sea that took two years to go from design to delivery of a ‘final’ product…and then interpretation on paper invariably meant that only 1 line in 10 or maybe 5 was fully interpreted!

Почему так?? Доступность региональных или «разведочных» 3D-данных стала определяющим фактором успеха сейсморазведки в море, особенно в глубоководных зонах. Огромные рулоны многоклиентских 3D сейсморазведочных данных, для целых блоков площадью 5000 кв. км. у побережья Анголы (это лишь пример), доступны в продаже по цене от 3 тысяч долларов за квадратный километр; они обрабатываются и интерпретируются исключительно быстро. Развитию технологии способствовали следующие факторы: высокоэффективные системы получения данных благодаря суднам, буксирующим множество кос и оборудованным несколькими источниками;

www.rogtecmagazine.com

What is more, very complex geological problems, for example at great depth or beneath salt or basalt, can now be tackled, for example by multi-azimuth, wideazimuth, wide-angle recording. Thus, modern 3D lies at the heart of modern offshore exploration, integrating stratigraphy, sedimentology, facies prediction, rock physics, hydrocarbon phase prediction on the regional and prospect scales, and then providing a ‘surgical’ tool for choosing exploration well locations. It is a fact that such integration is much rarer onshore; 3D seismic plays a much lesser role. Here’s an example I heard about a while ago, namely

ROGTEC 75

РАЗВЕДКА одновременная обработка данных, до некоторой степени непосредственно на борту судна, но сегодня, в основном, данные передаются через спутниковую связь; мощные рабочие станции для интерпретации столь крупных объемов данных и обеспечивающие их интерпретацию как по времени, так и по атрибутам. Как нефтяник «старой закалки», я лишь отмечу, что такое положение вещей представляет собой невероятное изменение по сравнению с теми временами, когда на конверты с данными сейсмосъемки в Северном Море клеили почтовые марки, а между проектом работ и «конечным» продуктом проходило пару лет… да и после, интерпретация на бумаге неизменно означала, что полностью интерпретирована была одна строка из десяти (возможно, пяти)! Более того, теперь можно решать сложнейшие геологические проблемы, такие как съемка на большой глубине либо под соляными и базальтовыми отложениями – например, используя методы мультиазимутальной, широкоазимутальной и широкоугольной съемки. Таким образом, современные 3D методы занимают центральную позицию в морской сейсморазведке, включая в себя анализ стратиграфии, седиментологии, прогнозирование фаций, физику пород, прогнозирование углеводородной фазы в региональном и разведочном масштабах, а затем обеспечивая «хирургически точный» инструмент для выбора расположения скважин. Фактом остается то, что такая интеграция гораздо реже встречается на суше, и 3D сейсморазведка играет значительно меньшую роль. В пример приведу недавно услышанную историю о разведке на форланде Лланос в Колумбии, где «все теперь проводят сейсморазведку 3D методом», имея коэффициент результативности до 75%, что для наземной разведки довольно-таки замечательно. Местность здесь - умеренно холмистые «скотоводческие угодия», поэтому для получения 3D данных условия довольно несложные… однако стоимость за квадратный километр раз в десять превышает цену за мультиклиентские морские сейсморазведочные данные, т.е. речь идет порядка о 25-30 тысячах долларов за кв. км. Ну а если забираться в сам складчатый пояс Лланос, стоимость составит порядка 100 тысяч за кв. км. данных. Почему так? Откуда такая разница? Как мы можем столько платить! С моей точки зрения, наземная сейсморазведка

76 ROGTEC

exploration in the Llanos foreland of Colombia where ‘everybody now explores with 3D seismic’, leading to success rates as high as 75% - pretty remarkable in an onshore environment. The terrain is this area is moderately undulating ‘cow country’ so relatively straightforward for acquiring 3D…..and yet the cost per sq km is roughly an order of magnitude, ten times, that of offshore multi-client 3D…so we are talking $2530,000 per sq km. Step back into the Llanos fold belt itself, and the cost is more like $100,000 per sq km. Why so? Why these differences? How can we pay so much! My contention is that onshore seismic has simply not yet seen the acquisition technology breakthrough that transformed offshore 3D over 15 years ago. As my old friend Ian Jack has pointed out many times, supported by Bob Heath of iSeis, both at Finding Petroleum events(3), one key is the slow pace and man-power intensive nature of using cables, and that the first breakthrough we seek is the advent of light-weight, longlife, wireless systems. What this means is that, in turn, outside North America, onshore exploration itself remains untransformed, with the exception of the odd example such as that I have quoted from Colombia, Tullow Oil’s activities in East Africa, one or two others. I am fully aware that it would be unreasonable to expect onshore 3D seismic prices to drop to the level of offshore multi-client data, largely because onshore seismic crews have to contend with a variety of terrains and topographies, and that significant numbers of people will inevitably be involved in deploying onshore seismic equipment. A better message than a simplistic ‘cheaper please!’ is that the cost of onshore 3D needs to be at the point where shooting it extensively - so it can be used for regional and prospect work - fits neatly into an approach of ‘gradually focussing your onshore exploration’. Permanent Reservoir Monitoring Observations of both deep (oil & gas) and shallow (ground water) reservoirs lead to the conclusion that time-lapse geophysics - any observations of any producing reservoirs over time - must be based on the understanding of the physics of fluid-filled, parallel, compliant, fractures/micro-cracks – dilating or compacting as the reservoir is produced. This physics, this New Geophysics, has been documented over many years by Crampin, based especially on understanding and observing the effects of closely-spaced stresswww.rogtecmagazine.com

EXPLORATION просто не видела еще того прорыва в технологии получения данных, который изменил морскую 3D сейсморазведку уже лет 15 назад. Как часто замечал мой старый друг Иан Джэк, а с ним и Боб Хит из компании iSeis на мероприятиях Finding Petroleum(3), причина заключается в медленности и больших трудозатратах при использовании кабелей, так что первый необходимый нам технологический прорыв – это появление легких и долговечных беспроводных систем. Это означает, что в свою очередь, за пределами Северной Америки, наземная разведка остается неизмененной, за редким исключением упомянутой местности в Колумбии, работ компании Tullow Oil в Восточной Африке и еще одного-двух отдельных случаев. Я прекрасно понимаю: бесполезно ожидать, чтобы цены на наземную 3D сейсморазведку вдруг упали до уровня мультиклиентских морских разведочных данных, во многом из-за того, что сейсморазведочным бригадам придется столкнуться со сложностями работы в различных условиях местности и топографии, а для эксплуатации наземного сейсморазведочного оборудования неизбежно потребуется много человеческих ресурсов. Поэтому лучше, чем просто посыл «дешевле, пожалуйста!» будет сказать, что стоимость наземной 3D сейсморазведки должна опуститься до такого уровня, чтобы масштабы ее подходили для целей региональных и разведочных работ и аккуратно укладывались бы в концепцию «постепенного фокусирования на наземной разведке». Постоянный мониторинг коллектора Наблюдения как глубоких (нефтегазовых) коллекторов, так и неглубоких (грунтовые воды) резервуаров приводят к выводу, что любые периодические наблюдения продуктивных коллекторов должны быть основаны на понимании физики наполненных флюидами, параллельных, согласных трещин и микротрещин, открывающихся или закрывающихся в процессе разработки коллектора. Эта физика, эта Новая Геофизика, уже много лет документируется Крампином и основана, в особенности, на понимании и наблюдениях признаков близко расположенных, ориентированных вдоль напряжения наполненных флюидами микротрещин на основе метода двоякого преломления поперечных волн (SWS) в коре и верхней мантии. В то время, как продольные волны и в теории, и по данным наблюдений, проявляют лишь слабую чувствительность к таким системам трещин, метод SWS полностью определяется параллельными микротрещинами и может быть измерен с точностью www.rogtecmagazine.com

aligned fluid-saturated microcracks on seismic shearwave splitting (SWS) in the crust and upper mantle. Whereas P waves are in both theory and observation only weakly sensitive to such crack systems, SWS is wholly determined by parallel microcracks and can be measured with first-order accuracy. Thus SWS is a second-order quantity (small changes in shear-wave velocities) that can be read with first-order accuracy bringing tremendous resolution. To Summarise: P-wave reflectivity - the basis of all our conventional reflection seismic technology, whether 2D, 3D or 4D - is not sensitive to rock anisotropy. P-wave velocity anisotropy and, most significantly, shearwave splitting are, proffering a methodology for the new geophysical characterisation of real rocks. The case for Permanent Reservoir Monitoring The notion that reservoirs, having experienced a maximum horizontal stress over geological time scales, will contain aligned micro-cracks and at a critical density – thus responding rapidly to quite small pressure changes induced by injection and production - has significant implications for geophysical, especially seismic, monitoring of reservoir dynamics. First of all, we can say that conventional 4D seismics – towed streamer surveys for example – only discern changes in P-wave reflectivity and thus offer at best an incomplete view of reservoir dynamics, one that is unquantifiable, allowing only empirical or ‘phenomenological’ comparisons. Secondly, a complete, predictive, quantifiable, view of reservoir dynamics requires 3C seismic acquisition, with probable reservoir volatility strengthening the case for frequent measurement i.e. permanent installations. Finally, changes in stress can be monitored by changes in SWS so that stress-accumulation before fractures in reservoirs (and earthquakes and volcanic eruptions) can stress-forecast the time, magnitude, and estimate location of impending fractures (and earthquakes and eruptions). This is of course relevant to the practice of ‘fracking’ and associated seismic activity. Conclusion In reality, the technologies I have described are all things we know how to do. Given this, we must ask why the major oil field service companies do not provide these technologies. It cannot be that they are unaware of them but they do seem to prefer to offer what I have termed ‘incrementalism’ of their staple products. Perhaps they are happy to leave

ROGTEC 77

РАЗВЕДКА I класса. Таким образом, SWS – величина второго порядка (небольшие изменения в скорости поперечных волн), которая может измеряться с точностью I класса, что обеспечивает замечательное решение задачи. Итак: Отражение продольных волн – основа всех наших традиционных технологий отражения сейсмических волн, независимо от того, нечувствительны ли 2D, 3D или 4D к анизотропии пород. Анизотропия скоростей продольных волн и, наиболее значимый метод двоякого преломления поперечных волн – хорошие предпосылки для создания методологии новой геофизической характеризации реальных пород. Аргументы за постоянный мониторинг коллектора Мысль о том, что коллекторы, подвергнутые максимальному горизонтальному давлению в геологическом масштабе времени могут содержать правильно ориентированные микротрещины в критических концентрациях, таким образом реагируя на довольно небольшие перепады давления, вызванные нагнетанием и добычей, имеет значимые последствия для геофизического, особенно сейсмического мониторинга динамики коллекторов: Прежде всего, можно сказать, что традиционная 4D сейсморазведка, например, профилирование с помощью буксируемых кос, различает лишь изменения в отражении продольной волны, таким образом предлагая, в лучшем случае, неполную картину динамики коллектора, количественно неизмеримые данные, позволяющие делать лишь эмпирические или «феноменологические» сравнения. Во-вторых, для полной, предсказательной, количественно измеримой картины динамики коллектора, необходимо получение 3C сейсмических данных, причем, учитывая вероятную изменчивость коллектора, еще острее стоит вопрос о проведении часто повторяемых измерений, т.е. организации стационарных мониторинговых установок. В конечном итоге, изменения напряжения могут регистрироваться на основе изменений в данных двоякого преломления поперечных волн, чтобы накопление напряжения до появления трещин в коллекторе (а также землетрясений и извержений вулканов) могли использоваться для прогнозирования времени, амплитуды и примерного положения предстоящего возникновения трещин (а также землетрясений и извержений вулканов). Разумеется, это относится к практике ГРП и связанных с ним других сейсморазведочных мероприятий.

78 ROGTEC

the innovative regime to smaller players who they hope to control and/or oppose? And perhaps, if these smaller players succeed in ‘disrupting’ the existing market place, then as a last resort – or even as a clear strategy – they can be taken over? References: (1) www.rigzone.com/news/article_pf.asp?a_ id=109850 (2) www.findingpetroleum.com/n/Insight_The_ increasing_use_of_Gravity_Gradiometry_in_the_ Exploration_Workflow/edb52e81.aspx (3) http://64be6584f535e2968ea8-7b17ad3adbc8709 9ad3f7b89f2b60a7a.r38.cf2.rackcdn.com/Jack.2013. OilVoiceForum.March.Rev3.pdf (4) http://www.geoexpro.com/article/Reservoir_ Dynamics_and_the_New_Geophysics/61d1026e.aspx

Заключение В реальности, все описанные мной технологии – это то, что мы уже умеем делать. Учитывая это, мы должны задаться вопросом – почему крупнейшие нефтесервисные компании не предлагают такие технологии. Быть не может, что эти методы им неизвестны, но похоже, что компании предпочитают предлагать то, что я назвал бы «пошаговым приращением» своих основных продуктов. Возможно, эти компании предпочитают оставить инновации мелким игрокам, которых надеются контролировать и/или оказывать им сопротивление? И возможно, если эти небольшие компании преуспеют в «расшатывании» существующей рыночной ситуации, после чего, как последнее средство – или даже выверенная стратегия – эти компании могут быть выкуплены? Ссылки: (1) www.rigzone.com/news/article_pf.asp?a_id=109850 (2) www.findingpetroleum.com/n/Insight_The_increasing_ use_of_Gravity_Gradiometry_in_the_Exploration_Workflow/ edb52e81.aspx (3) http://64be6584f535e2968ea8-7b17ad3adbc8709 9ad3f7b89f2b60a7a.r38.cf2.rackcdn.com/Jack.2013. OilVoiceForum.March.Rev3.pdf (4) http://www.geoexpro.com/article/Reservoir_Dynamics_ and_the_New_Geophysics/61d1026e.aspx www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

РАЗВЕДКА

Методика комплексирования данных ГИС и сейсморазведки для прогноза толщин улучшенных коллекторов терригенного венда Чиканского месторождения

Well Logging & Seismic Data Integration at the Chikanskoye Field С. А. Скрылев, А. А. Нежданов, И. В. Горлов, А. А.Дорошенко, Н. Н. Яицкий ООО «ТюменНИИгипрогаз»

S. A. Skrylev, A.A. Nezhdanov, I.V. Gorlov, A.A. Doroshenko, N.N. Yaitskiy TyumenNIIgiprogaz, LLC

Чиканское газоконденсатное месторождение находится в центральной части Ангаро-Ленской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции и является спутником уникального по объёмам запасов Ковыктинского месторождения. Литологически ограниченные газоконденсатные залежи Чиканского месторождения приурочены к песчаным пластам П1 и П2 парфеновского горизонта верхнечорской свиты мотской серии. Общая толщина парфеновского горизонта изменяется от 29,0 м (скв. Чик-174) до 50,8 м (скв. ЮК-6). Эффективные газонасыщенные толщины в залежах изменяются от 0 м (в скважинах Чик-2, ЮК-4 и ЮК-5 ) до 13,5 м (№ 24). Коэффициент пористости газонасыщенных коллекторов изменяется от 0,08 до 0,20 долей ед.

The Chikanskoye gas condensate field is located in the central part of Angara-Lena area of Lena-Tunguska petroleum province and is a satellite to the Kovytkinskoye field, which is unique in its reserves. Lithologically screened gas condensate deposits of the Chikanskoye field are confined to sand formations R1 and R2 of the Parfenov horizon of the Verkhnechonskaya suite. Gross thickness of the Parfenov horizon varies from 29.0 m (Chik-174 well) to 50.8 m (YuK-6 well). The thickness of gas saturation at the field varies from 0 m (in wells Chik-2, YuK-4 and Yuk-5) to 13.5 m (No. 24). The porosity factor for gas saturated reservoirs varies from 0.08 to 0.20 unit fractions.

Продуктивные пласты представлены песчаниками разнозернистыми, мелко-среднезернистыми, средне-мелкозернистыми, иногда с примесью крупнозернистой (до гравийной) фракции. Песчаники пласта П1 имеют более крупнозернистый размер обломков и более неоднородное строение по сравнению с пластом П2. Литологические и структурные особенности песчаников, их смена по

80 ROGTEC

Producing strata are represented by consertal, fine and medium-grain, medium and fine-grain fractions, sometimes with admixture of coarse (up to gravel size) fractions. Sands at the R1 formation have coarser fraction size and more inhomogeneous structures in comparison to R2. Lithological and structural characteristics of the sands, their alteration in sections and GR logs shapes suggest that these deposits were formed in transitional conditions, ie from continental to littoral and shallow marine type [4]. Following the results of granulometric distribution analysis for the R1 reservoir, SNIIGGiMS (Siberian Research Institute www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION разрезу, формы диаграмм ГК позволяют предполагать, что отложения формировались в переходных от континентальных к прибрежно-морским и мелководноморским условиях [4]. Специалистами ФГУП СНИИГГиМС по результатам анализа распределений гранулометрического состава пласта П1 по латерали выделяется три зоны. Первая зона, для которой характерны крупносреднезернистые песчаники с примесью гравелитовых обломков, расположена в северной части территории (район скважин Чик-1, ЮК-6, Ков 31). Вторая зона (район скважин ЮК-1, ЮК-2, Чик-174) выделяется в западной части территории, где наблюдается уменьшение гранулометрической размерности пород. Здесь пласт представлен крупно-среднемелкозернистыми песчаниками с незначительной примесью гравийной составляющей. Юго-восточной части месторождения соответствует третья зона, где преобладают средне-мелкозернистые песчаники. В пласте П2, сформировавшемся в аллювиальных условиях, песчаные пачки связаны с фациями палеорусел. Важной особенностью продуктивных отложений парфёновского горизонта является то, что наряду с первичным гидрослюдисто-хлоритовым цементом в песчаниках широко развит и вторичный цемент. Для пласта П1 на основной части площади общее содержание первичного цемента составляет от 3% до 5%, а на севере месторождения (район скважин ЮК-1, ЮК-2, Чик-1, Чик-174, Ков-31) - до 7%. В песчаниках пласта П2 первичный цемент содержится в количестве до 17%. По типу цемент пленочно-поровый и крустификационный. Иногда в порах отмечается каолинит. В составе вторичных цементов преобладают карбонаты и регенерационный кварц, которые составляют в породах более 5%. Доломитовый цемент по типу поровый, порово-базальный, его содержание составляет до 5%. Участками встречается базальный цемент в количестве до 45% (скв. ЮК-2). Аутигенный кварц в количестве до 5,5% развит повсеместно в виде регенерационных каемок, часто занимает центральную часть пор. В районе скважин ЮК-1 и ЮК-2 установлена зона интенсивной пиритизации (общим содержанием до 6%), в которой пирит заполняет поры в виде мелких скоплений. Лабораторными исследованиями установлено, что повышенные содержание вторичных цементов (более 5%) уменьшает пористость пород до 2% абсолютных и проницаемость до 0,01.10-3 мкм2. При этом наиболее значимое снижение фильтрационно-емкостных www.rogtecmagazine.com

of Geology, Geophysics and Mineral Resources) experts distinguished three seperate lateral zones. The first zone, typically featuring coarse- to medium- grain sandstone with a mixture of gravelite fragments, is located in the northern part of the territory (near wells Chik-1, YuK-6 and Kov-31). The second zone (near wells YuK-1, YuK-2 and Chik-174) is established in the western part of the territory, where rock grain sizes are generally smaller. The reservoir here features coarse-medium-finegrained sandstone with an insignificant gravel mixture. The third zone corresponds to the south-eastern part of the field, where medium- and finegrained sandstone predominates. Sand units are confined to paleochannel facies in reservoir R2 which formed in alluvial conditions. An important and peculiar feature of productive Parfenov horizon formations is that along with primary hydromicaceous and chloritic cement, secondary cement is also extensively developed in the sandstone. For most of the R1 reservoir area, the primary cement makes up 3-5%, and up to 7% in the north of the field (near wells YuK-1, YuK-2, Chik-1, Chik-174, Kov-31). The Sandstone of the R2 reservoir has a primary cement content of up to 17%. The cement types are film-pore-filling and crustified. Sometimes, kaolinite is found in the pores. Carbonates and regeneration quartz predominate in secondary cement, comprising over 5% of rock. Dolomite cement is porous, and the porous-basal types reaches up to 5%. Basal cement, up to 45% content, is found in some areas (well YuK-2). Authigenic quartz amounts for up to 5.5% and is omnipresent in the form of regeneration hems, often taking up the central part of the pores. Intensive pyritization zones are found near wells YuK-1 and YuK-2 (totaling up to 6%), where pyrite fills the pores in small accumulations. Laboratory research shows that an increase in secondary cement content (over 5%) decreases the porosity down to 2% and the permeability to 0.01.10-3 µm2. With that in mind, the most significant decline of reservoir properties is found for rock with an increased regeneration quartz content (over 2%) in the cement, which is typical for the Parfenov horizon sandstone. Another important feature of the Chikanskoye field is that Parfenov horizon rock is penetrated by a system of vertical and steeply dipping tectonic fractures, most of them open in type. The development of pyrite and anhydrite along the fracture walls is only found on rare occasions in the southeastern part of the territory. The fracture capacity generally increases the reservoir properties of rock: the porosity is increased insignificantly (only by up to 5%), and permeability may rise by one or two orders of magnitude.

ROGTEC 81

РАЗВЕДКА коллекторов отмечается при повышении содержания в цементе регенерационного кварца (более 2%), что является довольно распространённым явлением в песчаниках парфеновского горизонта. Другой важной особенностью Чиканского месторождения является то, что породы парфеновского горизонта пронизаны системой вертикальных и крутонаклонных тектонических трещин, в основном открытых. В редких случаях (в юго-восточной части территории) по стенкам трещин отмечается развитие пирита и ангидрита. Трещинная емкость, в общем случае, повышает коллекторские характеристики пород: пористость увеличивается незначительно (до 5%), а проницаемость может возрасти на один – два порядка. По величине удельной поверхности трещин (Р) [2] исследуемые породы делятся на плотные (нетрещиноватые) с Р равной нулю, слаботрещиноватые, где Р составляет до 5 м2/м3, среднетрещиноватые – со значениями Р от 5 до 20 м2/м3 и сильнотрещиноватые, для которых Р имеет значения свыше 20 м2/м3. Трещиноватость пород парфёновского горизонта увеличивается с запада на восток от плотных слаботрещиноватых (ЮК-1) до сильнотрещиноватых пород (ЮК-6). Скважины ЮК-2, ЮК-4, ЮК-5 характеризуются среднетрещиноватыми породами. Таким образом, видно, что распространение коллекторов по площади контролируется как особенностями осадконакопления, так и вторичными процессами, которые проявляются как в образовании аутигенных минералов, цементирующих породы-коллекторы, так и в формировании зон выщелачивания, в которых песчаники расцементированы. Так, в скважинах Чик-2, ЮК-4 и ЮК-5 при общей толщине горизонта от 30 до 46 метров доля коллекторов равна нулю. В целом по площади, максимальное значение доли коллекторов также невелико и составляет не более одной трети толщины песчаного пласта как, например, в скважине ЮК-1, где отмечена расцементация песчаников. Указанные особенности пород рассматриваемого горизонта затрудняют прогноз зон развития коллекторов как по геологическим критериям, так и по данным сейсморазведки характеристикам пород. Главным обстоятельством, осложняющим построение емкостной сейсмогеологической модели резервуара на Чиканском месторождении, являются малые эффективные толщины продуктивных пластов, которые

82 ROGTEC

The rock in review is divided into four types by the specific surface of the fractures (Р) [2]: dense (non-fractured) types with P equaling zero; weakly fractured type with P reaching up to 5 m2/m3, mildly fractured type with P values ranging from 5 to 20 m2/m3, and heavily fractured type with P values exceeding 20 m2/m3. Parfenov horizon rock fracturing increases west to east from weakly fractured (Yuk-1) to heavily fractured (Yuk-6). Wells YuK-2, YuK-4, YuK-5 feature mildly fractured rock. Thus it is visible that aerial reservoir distribution is controlled by not only sedimentation characteristics but also by secondary processes such as minerals cementing the reservoir rock and the formation of leaching zones where the sandstone is decemented. In wells Chik-2, YuK-4 and YuK-5, with a total horizon thickness ranging from 30 to 46 meters, the share of reservoirs is zero. For the area at large, the maximum reservoir share value is also small, comprising at the most one third of the sand formation thickness, such as for instance in well YuK-1, where sandstone is decemented. The rock features of the horizon in review make it difficult to forecast reservoir development zones based on either geological criteria or rock characteristics from seismic data. The main factor complicating the creation of a seismic reservoir model at Chikanskoye is the small net productive thicknesses which barely exceeds 10 meters, which falls within one or two wavefield sampling intervals (2 ms at reflected wave propagation speed of up to 4100 m/s). When resolving inverse amplitude time problems based on thick-layer synthetic wave field production models, selection and tracing of such reservoirs is only possible in certain conditions, and only on a qualitative level. In particular, work [1] demonstrates this possibility for the Parfenov horizon at the Kovytkinskoye field. The work establishes that reflected waves, in 30 ms time intervals covering reflection of Parfenov horizon, significantly stand out by their amplitude and phase characteristics. Particularly, in areas where reservoirs are being developed, the dynamic analysis interval features distinct positive reflections, whereas in non-reservoir zones the wave pattern is a set of low-amplitude negative reflections which are unstable in shape. The data analysis performed in [1] revealed that behavior of amplitude characteristics for reflected waves in reservoir and non-reservoir zones may be accepted as universal criteria for the identification of seismic anomalies related to the gas saturation at Parfenov horizon» ([1], page 59). Basically, the average and maximum amplitude value maps derived from amplitude processing allow reservoir and non-reservoir zones to be identified, however without any estimations of their net productive thicknesses. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

РАЗВЕДКА редко превышают 10 метров и, следовательно, во временном масштабе укладываются в один – два шага дискретизации волнового поля (2 мс при скоростях распространения отраженных волн до 4100 м/с). При классическом решении обратной динамической задачи (инверсия) на основе толстослоистых моделей формирования синтетического волнового поля выделение и прослеживание таких коллекторов в определённых условиях возможно, но лишь на качественном уровне. Такая возможность на примере парфёновского горизонта Ковыктинского месторождения показана, в частности, в работе [1]. В ней установлено, что отражённые волны во временном интервале 30 мс, захватывающем отражение от парфёновского горизонта, имеют существенные различия по своим амплитудным и фазовым характеристикам. В частности, на участках развития коллекторов в интервале динамического анализа отчётливо выделяются отражения положительного знака, а в зонах отсутствия коллекторов волновая картина представляет собой набор неустойчивых по форме низкоамплитудных отражений отрицательного знака. Проведённый в [1] анализ материалов показал, что «такое поведение амплитудных характеристик отражённых волн в зонах наличия и отсутствия коллектора может быть принято в качестве универсального критерия для выделения сейсмических аномалий, связанных с газонасыщенностью парфёновского горизонта» ([1], стр. 59). Таким образом, получаемые в результате динамической обработки временных разрезов карты средних и максимальных положительных значений амплитуд позволяют выделять зоны отсутствия и наличия коллекторов, но без оценки их эффективных толщин. В работе [5] такие оценки даны. Они основаны на скоростной модели парфёновского горизонта, полученной при решении обратной динамической задачи с использованием оптимизационной технологии ПАРМ-КОЛЛЕКТОР. Здесь скоростные разрезы пересчитывались по установленным в работе линейным зависимостям в разрезы пористости, из которых «извлекалась информация об эффективных толщинах» ([5], стр. 75). Последняя фраза отражает интерпретационные трудности по прогнозу толщин коллекторов на рассматриваемом месторождении. Во-первых, как отмечает Г.Е.Руденко, «…в связи со слабой дифференциацией коэффициентов пористости основным информационным объектом являлась эффективная толщина коллекторов» ([5], стр. 75). А с другой стороны, эти самые эффективные толщины определяются ею («извлекается информация») именно через разрезы пористости.

84 ROGTEC

These estimations [5] are based on a velocity model of Parfenov horizon, created using PARM-COLLECTOR optimization technology. Here the velocity sections were recalculated into porosity sections, using linear dependencies established in the paper; the resulting sections were then used to derive data on their net productive thicknesses (([5], page 75). This statement reflects the interpretational difficulties of forecasting reservoir thicknesses for the field in review. First of all, as G.E. Rudenko noted, “due to the poor differentiation of porosity ratios, the reservoirs’ net productive thickness was the main unit used ([5], page 75). On the other hand, the productive thickness is derived («to derive data») by these porosity sections. Secondly, as it turns out, in some wells “the productive part of the reservoir features a thin interlayering of productive and non-productive sandstone, siltstone and claystone with velocities effectively typical for a reservoir» ([5], page 72). Naturally, in the areas of such depositions net productive thicknesses will be overestimated if derived using this method. This apparently explains the fact that the estimated net productive thickness values near well 1 at Khandinskaya area differ so drastically in wells [1] and [5]. Particularly, [1] (fig. 5, page 59) estimates a large non-reservoir zone near this well, while [5] (fig. 8, page 75) estimates net productive thicknesses here ranging from 15 to 25m, almost reaching the largest recorded for the field. All these reservoir forecasting difficulties based on CMP and SRM data are also present at Chikanskoye field, where the situation is even more difficult given that the maximum net productive thicknesses are almost three times less than at the Kovytkinskoye. Therefore we can be sure that forecasting net productive reservoir thicknesses based on seismic inversion here is destined for failure. Due to this fact, this paper reviews a different (compared to [1] and [5]) approach to forecasting lateral reservoir distribution for Parfenov horizon of Chikanskoye field, which is based on the integration of well logging and seismic data using the conversion of seismic traces into pseudologs (CSPTM technology) [3]. This technology allows us to compare the characteristics of seismic data shapes directly against changes in the logs. The seismic data is parameterized by a number of seismic attributes, including Hilbert transformants and other attributes selected by the analyst. As the technology authors insist, it can serve as a basis «… to forecast a few pseudolog curves (SP, gamma, density, velocity etc.) using the same seismic time sections» ([3], page 5). Therefore, if any logging method allows us to estimate the www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 85

РАЗВЕДКА Во-вторых, оказывается, что в некоторых скважинах «…продуктивная часть коллектора представлена тонким переслаиванием продуктивных и непродуктивных песчаников, алевролитов, аргиллитов со скоростями практически присущими коллектору (курсив наш)…» ([5], стр. 72). Естественно, что на участках развития такого рода отложений по этой технологии будут завышаться прогнозные эффективные толщины. Этим, по-видимому, и объясняется тот факт, что прогнозы эффективных толщин в районе скважины 1 Хандинской площади так резко различаются по данным работ [1] и [5]. А именно, по [1] (рис. 5, стр. 59) в районе этой скважины отмечается обширная зона отсутствия коллектора, а по [5] (рис. 8, стр. 75) эффективные толщины здесь изменяются от 15 до 25 м, и, практически, достигают максимальных значений, зафиксированных на месторождении.

αDT

Well YuK-1

αGK Non-reservoir αDT

Well Chik-174

Non-reservoir

αDT

αGK

Well No.24

Non-reservoir

Reservoir R1

αGK

Well YuK-4

Non-reservoir

αGK

Fig 1: Distribution of reservoirs and non-reservoirs of Parfenov horizon using normalized GK and DT values, derived from well logging data digitization using 0.2 m intervals

Все указанные трудности по прогнозу коллекторов по данным МОВ ОГТ имеют место и на Чиканском месторождении, где они усугубляются ещё и тем, что максимальные эффективные толщины здесь почти втрое ниже, чем на Ковыктинском месторождении. Следовательно, можно быть уверенными, что прогноз эффективных толщин коллекторов на основе сейсмической инверсии, здесь обречён на неуспех. В связи с этим, в настоящей работе рассматривается отличный от [1] и [5] подход к прогнозу латерального распространения коллекторов парфеновского горизонта Чиканского месторождения, основанный на комплексировании данных геофизических исследования скважин (ГИС) и сейсморазведки с использованием конверсии сейсмических трасс в псевдокаротажные диаграммы (технология CSPTM) [3]. Эта технология позволяет сопоставить особенности формы сейсмической записи непосредственно изменениям показаний каротажных диаграмм. Форма сейсмической записи при этом параметризуется набором сейсмических

86 ROGTEC

αDT

effective thicknesses, it can also be used to estimate it based on seismic data by computing pseudologs. At Chikanskoye, acoustic logging is one such a method. That is, in presence of qualitative or indirect evidence of reservoirs, the effective thicknesses here are determined based on porosity factor FP, which, in turn is calculated from DT values and acoustic P-wave propagation time. Dependency of FP on DT is linear, given that as DT increases, so does the FP values. Therefore, increased DT values correspond to enhanced reservoir properties. However, increased DT values are not enough to identify reservoirs, because the above noted remark «... in presence of qualitative or indirect evidence of reservoirs» here has much significance. The fact is that reservoir intervals with a thin interlayering of non-productive sandstone, siltstone and argillite may have the same propagation velocity characteristics as that of low-clay but low-porosity gasbearing reservoirs (it is also noted in [5]). Wells No. 24 and Chick-174 illustrate this case. Figure 1 shows point diagrams of reservoir and non-reservoir www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 87

РАЗВЕДКА атрибутов, включая трансформанты Гильберта и другие атрибуты, выбираемые интерпретатором. Как утверждают авторы технологии, на её основе можно «… прогнозировать одновременно несколько псевдокаротажных кривых (ПС, гамма, плотность, скорость и др.) по одним и тем же временным сейсмическим разрезам» ([3], стр. 5). Таким образом, если какой-либо метод каротажа позволяет оценивать эффективные толщины, то на его основе можно получать оценки эффективных толщин и по данным сейсморазведки путём построения псевдокаротажных диаграмм. На Чиканском месторождении таким методом является акустический каротаж. А именно, при наличии прямых качественных или Рис. 1: Распределение коллекторов и неколлекторов парфёновского косвенных признаков наличия горизонта по нормированным значениям ГК и DT, полученным в результате коллекторов эффективные оцифровки данных ГИС с шагом 0,2 м толщины здесь определяются по значениям коэффициента distribution based on normalized values of DT and GL пористости (КП), который, в свою очередь, вычисляется (natural rock radioactivity), built by digitizing existing logs по значениям DT - времени прохождения продольной with 0.2 m spacing in the Parfenov horizon interval. With акустической волны. Зависимость КП от DT носит that, αDT and αGK values were derived by normalization линейный характер, при этом с увеличением DT растут into minimum and maximum DT and GL values for the и значения КП. Таким образом, повышенные значения Parfenov and Bokhan horizons using these formulae: DT соответствуют повышенным коллекторским αGL=(GL-GLmin)/(GLmax-GLmin), αDT=(DT-DTmin)/(DTmax-DTmin). свойствам пород. Однако, повышенных значений DT не достаточно для выделения коллекторов, поскольку приведённая выше оговорка «при наличии прямых качественных или косвенных признаков наличия коллекторов» здесь существенна. Дело в том, что интервалы пласта с тонким переслаиванием непродуктивных песчаников, алевролитов и аргиллитов могут иметь такую же скоростную характеристику как и малоглинистые, но низкопористые, газонасыщенные коллекторы (это отмечается и в [5]). Такая ситуация, например, имеет место для скважин № 24 и Чик-174. Это видно из рисунка 1, где приведены точечные диаграммы распределения коллекторов

88 ROGTEC

It appears that in wells YuK-1 and No.24, low clay reservoirs of R1 reservoir with low (0 to 0.2) αGL values feature increased values of αDT (0.5 to 1.0). With that, in wells No. 24 and Chik-174, high clay content reservoirs (with αGL ranging 0.2-0.5) have lower αDT values (0.1 to 0.7) which are also found for non-reservoir clay rock (with αGL of 0.6 to 1.0). Therefore, as seen in the diagrams for wells YuK-1, YuK-4 and No. 24, using αDT value of 0.5, it is possible to identify enhanced reservoirs from non-reservoirs and low porosity reservoirs. Also, in well No. 24 for example, in reservoirs where αDT values exceed 0.5, porosity factor ranges between 0.16 and 0.20, whereas in reservoirs with αDT below 0.5 they range 0.11-0.16 u.f. www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

Geosciences â&#x20AC;&#x201C; Investing in the Future

Call for papers Deadline 1 October 2013

6 th Saint Petersburg International Conference & Exhibition www.eage.org www.eage.ru

www.rogtecmagazine.com

7-10 April 2014 Saint Petersburg, Russia

ROGTEC 89

РАЗВЕДКА и неколлекторов по нормированным значениям DT и ГК (естественной радиоактивности пород), полученным путём оцифровки соответствующих каротажных диаграмм с шагом 0,2 м в интервале парфёновского горизонта. При этом величины αDT и αГК получены путём нормирования на минимальные и максимальные значения DT и ГК в интервале парфёновского и боханского горизонтов по формулам: αГК=(ГК-ГКmin)/(ГКmax-ГКmin), αDT=(DT-DTmin)/(DTmax-DTmin).

№ пп

Номер скважины Well number

Доля улучшенных коллекторов, % Эффективные Улучшенные Share of enhanced reservoirs, % Enhanced Effective Толщины, м - Thicknesses, m

Ков-31 / Kov-31

11,4

10,0

87,7

13,5

7,3

54,1

ЮК-1 / YuK-1

8,2

7,2

87,8

ЮК-2 / YuK -2

3,8

100,0

ЮК-6 / YuK -6

4,1

3,4

82,9

ЮК-5 / YuK -5

3,1

100,0

Чик-174 / Chik-174

5,6

3,0

53,4

7,5

2,5

33,3

Чик-1 / Chik -1

1,6

1,0

62,5

Чик-2 / Chik -2

0,0

11 ЮК-4 / YuK -4 0,0 Видно, что в скважинах ЮК-1 и № 24 Таблица 1: Характеристика толщин коллекторов парфёновского резервуара малоглинистые коллекторы Table 1: Reservoir thickness characteristics for Parfenov reservoir пласта П1 с низкими значениями αГК (от нуля The one property of enhanced reservoirs important in до 0,2) характеризуются повышенными значениями forecasting effective reservoir thicknesses based on αDT (от 0,5 до 1,0). При этом в скважинах № 24 и pseudologs is that they feature increased DT values in Чик-174 глинизированным коллекторам (с αГК от 0,2 comparison to the host rock. до 0,5), соответствуют более низкие значения αDT (от 0,1 до 0,7), которые отмечаются и у глинистых породTable 1 shows that the share of enhanced reservoirs неколлекторов (с αГК от 0,6 до 1,0). in wells at Chikanskoye field generally exceeds 80%, Следовательно, как видно из диаграмм для скважин with three wells (No. 24, No. 21 and Chik-174) being ЮК-1, ЮК-4 и № 24, по величине αDT равной an exception. The first of these features approximately 0,5 можно отделить коллекторы с улучшенными equal shares of enhanced high-porosity reservoirs (with коллекторскими свойствами от неколлекторов FP ranging 0.16-0.20) as well as low-porosity reservoirs и от коллекторов с пониженной пористостью. (with FP ranging 0.11-0.16). With that, the total thickness Так, например, в скважине № 24 в коллекторах, of enhanced reservoirs here is one of the largest in для которых значения αDT превышают 0,5, comparison to all other wells. It is also seen in Figure 1, коэффициент пористости изменяется от 0,16 до where DT values for reservoirs and non-reservoirs are 0,20 д. ед., а в коллекторах с αDT меньше 0,5 - от presented. 0,11 до 0,16 д. ед. С позиций задачи прогноза эффективных толщин пластов на основе псевдокаротажа нам важно то свойство улучшенных коллекторов, что они отличаются от вмещающих пород повышенными значениями DT. Из таблицы 1 видно, что в скважинах Чиканского месторождения доля улучшенных коллекторов в основном превышает 80 %. Исключение составляют три скважины - № 24, № 21 и Чик-174. В первой из

90 ROGTEC

It is apparent that near these wells, it is impossible to estimate the net productive thicknesses of formations in review, it is only possible to detect total thickness of interlayers with enhanced reservoirs. Now that we’ve established the possibility of detecting enhanced reservoirs based on αDT logging values, let us expand on the conversion of seismic traces into pseudologs αDTPR using PANGEYA interpretation system (IS). www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

d r ion a n ns Fo a t g t i o o n o r .u k r m t i n o p ay 9 0 co fo b i d 8 . i n x h i s h i p to 9 8 p o e o r u s 3 ex on ns c t 8 4 ed o a 0 e s p o nt ) 2 @ r c ( 0 ic 4 rc t + 4 il a a

SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition 15 – 17 October 2013 All Russia Exhibition Center, Pavilion 75, Moscow, Russia

Science and induStry collaboration for croSSing arctic frontierS SubmiSSion deadline: 4 march 2013 Steering committee co-chairS: • Vladimir Vovk, Gazprom • renaud gauchet, Total E&P Russie • anatoly Zolotukhin, Gubkin Russian State University of Oil and Gas

oPPortunitieS for SubmiSSion: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12.

Arctic and High North Oil and Natural Gas Potential Geology and Geophysics Technologies in Arctic and Harsh Environments Drilling and Well Construction Technology Oil Spill Prevention. After Macondo: Emergency Well Capping Offshore and Onshore Field Development Production and Reservoir Management Latest Technology and Technical Limits Transport, Logistics and Shipping Site Investigation for Oil and Gas Construction Safety, Environment and Social Responsibility Recruitment and Human Capabilities for Arctic and High North Fields Development Standards and Legislation

for more information, please contact: Sue frye SPe Senior manager t: +44 020 7299 3300

e: sfrye@spe.org

www.arcticoilgas.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 91

РАЗВЕДКА них примерно в равных долях присутствуют как улучшенные высокопористые коллекторы (с КП от 0,16 до 0,20 д. ед.), так и низкопористые (с КП от 0,11 до 0,16). При этом суммарная толщина улучшенных коллекторов здесь одна из самых больших по сравнению со всеми остальными скважинами. Это видно и на рисунке 1, где приведены значения DT для коллекторов и неколлекторов. Ясно, что в окрестности этих скважин невозможно по значениям αDT оценивать эффективные толщины рассматриваемых пластов, а можно лишь выявить суммарную толщину прослоев с улучшенными коллекторами. Теперь, когда мы выяснили возможности выделения улучшенных коллекторов по каротажным значениям αDT, перейдём к вопросам конверсии сейсмических трасс в псевдокаротажные диаграммы αDTпр с использованием интерпретационной системы (ИС) ПАНГЕЯ. В целом, процесс прогноза эффективных толщин продуктивных пластов в этой интерпретационной системе осуществляется в пять этапов: 1. Загрузка сейсмических данных и расчет атрибутов волнового поля. 2. Увязка скважинной и сейсмической информации. 3. Выбор наиболее информативных сейсмических атрибутов для конверсии волнового поля в псевдокаротажные диаграммы αDTпр по отдельным скважинам и расчёт псевдокаротажа во всех точках сейсмических профилей (или кубов). 4. Расчёт суммарных толщин во временном масштабе для положительных аномалий αDTпр относительно различных уровней значений этого параметра во всех точках сейсмических профилей и увязка их с толщинами улучшенных коллекторов в скважинах. 5. Построение карт суммарных толщин аномалий αDTпр во временном масштабе по псевдокаротажным профилям и пересчёт их в карты толщин улучшенных коллекторов. Этап 1. На этом этапе в ИС была произведена загрузка временных разрезов и значений t0 по горизонтам М2 (кровля парфеновских коллекторов) и МПК (подошва парфеновских коллекторов), корреляция которых была произведена ранее в интерпретационной системе SeisWork (Landmark). Затем по всем профилям были вырезаны сейсмические данные в интервале 13 мс вниз от горизонта М2, поскольку именно в этом временном интервале на изучаемой территории содержатся отражения от коллекторов парфеновского

92 ROGTEC

Overall, forecasting the effective thicknesses of producing formations in this interpretation system is carried out in five stages: 1. Importing seismic data and computing wave field attributes. 2. Tying the well log and seismic data. 3. Selection of most informative seismic attributes for conversion from wave field into pseudologs αDTPR for individual wells and pseudolog computation for all points of seismic profiles (or cubes). 4. Calculation of the total thicknesses for positive αDTPR anomalies relative to various levels of this parameter’s value in all points of seismic profiles, and tying them to the thickness of enhanced reservoirs in the well. 5. Building maps of total αDTPR anomalies thicknesses in time scale using pseudolog profiles and recalculating them into enhanced reservoir thicknesses maps. Stage 1. At this stage time sections and t0 values for horizons M2 (Parfenov reservoirs top) and MPb (Parfenov reservoirs bottom), which were earlier correlated using SeisWork (Landmark) interpretation system, were loaded into the IS. Then seismic data for 13 ms interval below M2 horizon was cropped because this is the interval containing Parfenov horizon reservoir’s reflections for this territory. Then based on these curtailed time sections, a range of seismic attributes was computed with time field sampling at 0.5 ms intervals. Stage 2. Logging data from exploration and prospecting wells were uploaded into IS PANGEYA and seismic information was tied with the well log data. We should note that during conversion of the well logs into time scale, the initial data was smoothed in the same manner as the seismic attributes at 0.5 ms intervals. With that, the αDT value range narrowed down. Therefore, in well YuK-1, where enhanced reservoirs are identified, initial αDT values varied from zero to one (Fig. 1), whereas the values smoothed by sampling intervals varied from 0.38 to 0.69 (Fig. 2). At the same time, in well YuK-4, where no reservoirs are identified, initial αDT values varied from zero to one (Fig. 1), whereas the values smoothed by sampling interval varied from 0.1 to 0.44 (Fig. 2). Stage 3. The selection of the most informative seismic attributes for conversion of wave field into αDTPR pseudologs was done by conducting a full search of seismic attributes and selecting those which provide maximum multiple correlation coefficient relative to αDT for each of the wells. It was then determined that the best relation of αDT with the dynamic parameters is seen near wells YuK-1 and YuK-4 (Fig. 2). With that, the most informative attribute was instantaneous amplitude (Ains), www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

C t0, мс / t0, ms

t0, мс / t0, ms

αDT, доли ед / αDT, unit fractions

D t0, мс / t0, ms

t0, мс / t0, ms

αDT, доли ед / αDT, unit fractions

Рис. 2: Сравнение осреднённых на шаг дискретизации волнового поля диаграмм αDT (черная линия –данные ГИС, красная - прогноз): А) скв. ЮК-1 – прогноз по Амгн; Б) скв. ЮК-1 – прогноз по Амгн, ПАК, Дк; В) скв. ЮК-4 – прогноз по Амгн; Г) скв. ЮК-4 – прогноз по Амгн, ПАК, Дк. Fig 2: comparison of αDT diagrams smoothed by wavefield sampling interval (black line –well logging data, zred line forecast): А) well YuK-1 – forecast by Аins; B) well YuK-1 – forecast by Аins, PAT, DC; C) well YuK-4 – forecast by Аins; D) well YuK-4 – forecast by Аins, PAT, DC. горизонта. На основе полученных укороченных временных разрезов осуществлён расчет ряда сейсмических атрибутов с дискретизацией временного поля с шагом 0,5 мс. Этап 2. На втором этапе в ИС ПАНГЕЯ был подгружен каротаж разведочных и поисковых скважин и выполнена увязка скважинной и сейсмической информации. Отметим, что при переводе каротажных диаграмм во временной масштаб исходные данные осреднялись так же, как и сейсмические атрибуты, с шагом 0,5 мс. При этом диапазон изменения значений αDT сузился. Так, в скважине ЮК-1, в которой выделяются улучшенные коллекторы, исходные значения αDT изменялись от нуля до единицы (рис. 1), а осреднённые на шаг дискретизации – от 0,38 до 0,69 (рис. 2). В скважине же ЮК-4, в которой коллекторы отсутствуют, исходные значения αDT изменялись от нуля до единицы (рис. 1), а осреднённые на шаг дискретизации – от 0,1 до 0,44 (рис. 2). www.rogtecmagazine.com

which features a high correlation coefficient of 0.84 with αDT (Fig. 3A). However, as seen in Figures 2A, 2C and 3A, the pseudologs are overly smoothed in comparison to the well logs. With that, low αDT values are overestimated (from 0.1 to 0.35), and high αDT values are underestimated (from 0.69 to 0.55). This fact motivated a search for other attributes, which in combination with Ains would improve the quality of pseudologs. Pseudoacoustic transformation (PAT) and the result of wave field homomorphic deconvolution (DC) proved to be such parameters. Using a set of attributes Ains, PAT and DC, the quality of αDT forecast for high values range (fig. 2B) had improved. Here, maximum deviations of αDT from αDTPR are 0.1 and not 0.15, i.e. 1.5 times less than that for connection with only Ains. Naturally, creating pseudologs using a set of three parameters is more preferable that Ains only, although multiple correlation coefficient increased insignificantly, from 0.84 to 0.85 (Fig. 3).

ROGTEC 93

РАЗВЕДКА

y= 0.47 x + 0.24 R= 0.84

Б αDT (прогноз), д.ед.

αDT (прогноз), д.ед.

αDT (ГИС), д.ед.

αDT (ГИС), д.ед. скв. ЮК-1 скв. ЮК-4

скв. ЮК-4

y= 0.47 x + 0.24 R= 0.84

αDT (WL), unit fractions well YuK-1

y = 0.56 x + 0.21 R = 0.85

well YuK-4

αDT (forecast), unit fractions

скв. ЮК-1 αDT (forecast), unit fractions

Этап 3. В настоящей работе выбор наиболее информативных сейсмических атрибутов для конверсии волнового поля в псевдокаротажные диаграммы αDTпр осуществлялся методом полного их (сейсмических атрибутов) перебора и отбора тех атрибутов, которые обеспечивают максимальное значение коэффициента множественной корреляции в взаимосвязи их сαDT для каждой из скважин. Установлено, что наилучшая связь αDT с динамическими параметрами наблюдается в районе скважин ЮК-1 и ЮК-4 (рис. 2). При этом самым информативным атрибутом оказалась мгновенная амплитуда (Амгн), взаимосвязь который с αDT характеризуется довольно высоким коэффициентом корреляции, равным 0,84 (рис. 3А).

y = 0.56 x + 0.21 R = 0.85 αDT (WL), unit fractions well YuK-1 well YuK-4

Рис. 3: Взаимосвязь фактических и прогнозных значений αDT по скважинам ЮК-1 и ЮК-4: А) прогноз по Амгн; Б) прогноз по комплексу атрибутов Амгн, ПАК, Дк.

Fig 3: Correlation of actual and forecasted αDT values for wells YuK-1 and YuK-4: Однако, как видно из А) forecast by Аins; B) forecast by a set of attributes Аins, PAT, DC. рисунков 2А, 2В и 3А, псевдокаротажные диаграммы сильно сглажены по сравнению с The final operation of stage 3 is recalculation of seismic каротажными. При этом низкие значения αDT attributes Ains, PAT and DC sections into pseudolog section завышаются (от 0,1 до 0,35), а высокие – занижаются αDT , one of which is shown in Fig. 4. It intersects well PR (от 0,69 до 0,55). Это обстоятельство побудило YuK-1, where enhanced reservoirs comprise 87.8% (Table искать другие атрибуты, которые бы совместно с 1, Fig. 1) based on logging data. Амгн улучшали бы качество псевдокаротажа. Такими параметрами оказались ПАК-преобразование (ПАК) Judging by the color scale, forecasted αDTPR values within и результат гомоморфной деконволюции волнового this section vary between 0.3 and 0.65. With that, the поля (ДК). widest area of increased αDT values is found specifically С использованием комплекса атрибутов Амгн, ПАК и ДК улучшилось качество прогноза αDT в интервале высоких значений (рис. 2Б). Здесь максимальное отклонения αDT от αDTпр составляет 0,1, а не 0,15, т.е в полтора раза меньше, чем для взаимосвязи с одной только Амгн. Естественно, что построение псевдокаротажа по комплексу из трёх параметров предпочтительнее, чем по Амгн, хотя коэффициент множественной корреляции вырос незначительно, с 0,84 до 0,85 (рис. 3).

94 ROGTEC

near YuK-1 well.

Stage 4. An estimation of the share of increased αDTPR values for each of the pseudolog sections was performed by calculating total thicknesses (in time scale) of positive anomalies of this parameter at its various levels hαDTPRlevel for all points of seismic profiles. We used levels 0.3, 0.4, 0.5, 0.6 in this work. When tying total thicknesses of positive anomalies calculated in well locations to the thicknesses of enhanced reservoirs (hу) in corresponding wells, it was determined that the largest values of paired www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Заключительной операцией этапа 3 является пересчёт разрезов сейсмических атрибутов Амгн, ПАК и ДК в псевдокаротажный разрез αDTпр, один из которых приведен на рис. 4. Он проходит через скважину ЮК-1, в которой по данным ГИС улучшенные коллекторы составляют 87,8 % (таблица 1, рис. 1).

1000

0.616

скв. ЮК-1 well YuK-1

0.616 0.565 0.539 0.514 0.480 0.462 0.417 0.411 0.365 0.360 0.314 0.300 0.383 0.357 0.311

1100

αDT

Рис. 4 : Пример прогноза αDT отложений парфеновского горизонта в районе продуктивной скважины ЮК-1 Fig 4: Example of forecasted αDT for Parfenov horizon formations near successful well YuK-1

Этап 4. Количественная оценка доли повышенных значений αDTпр на каждом из псевдокаротажных разрезов осуществлялась путём расчёта во всех точках сейсмических профилей суммарных толщин (во временном масштабе) положительных аномалий этого параметра при различных его уровнях (hαDTпруровень). В настоящей работе использовались уровни: 0,3; 0,4; 0,5; 0,6. При увязке суммарных толщин положительных аномалий, вычисленных в точках размещения скважин, с толщинами улучшенных коллекторов (hу) в соответствующих скважинах было установлено, что наибольшие значения парных коэффициентов корреляции (более 0,75) отмечаются для связей hу c hαDTпр0,5 как при прогнозе αDTпр по одному сейсмическому атрибуту (Амгн), так и по комплексу их (Амгн, ПАК и ДК). Учитывая тот факт, что использование комплекса атрибутов Амгн, ПАК и ДК улучшает качество прогноза αDT именно в интервале высоких значений (рис. 2Б), то в дальнейшем для построения прогнозных карт толщин улучшенных коллекторов нами использовалась зависимость hу=0.98.hαDTпр0,5(Амгн, ПАК, ДК) + 0.39 (1), которая характеризуется коэффициентом корреляции r=0,86 (рис. 5).

correlation coefficients (over 0.75) were found for relations of hу with hαDTPR0.5¬, whether forecasting αDTPR was based on one seismic attribute (Ains) or a set of them (Ains, PAT and DC). Considering the fact that using a set of attributes Ains, PAT and DC improves the quality of hαDTпр0,5(Амгн, ПАК, ДК) DT forecast specifically for high value ranges (fig. 2B), the following dependency was further used to build forecast maps of enhanced reservoirs thicknesses:

hy (ГИС) / hy (WL)

Судя по цветовой гамме, в пределах этого разреза прогнозные значения αDTпр изменяются в пределах от 0,3 до 0,65. При этом наиболее обширная зона повышенных значений αDTпр отмечается именно в районе скважины ЮК-1.

hαDTпр0.5 / hαDTPR0.5

y = 0.98 x + 0.39 r = 0.86

Рис. 5: Взаимосвязь толщин улучшенных коллекторов и hαDTпр0,5 (Амгн, ПАК, Дк) Fig 5: Relation of enhanced reservoirs thicknesses and hαDTпр0,5 (Аins, PAT, DC)

Этап 5. На этом этапе, вначале, используя программу Thickness ИС ПАНГЕЯ строилась карта суммарных толщин положительных аномалий hαDTпр0,5(Амгн, ПАК, ДК). Затем эта карта пересчитывалась по зависимости (1) в карту прогнозных толщин улучшенных коллекторов.

hу=0.98.hαDTPR0.5(Аins, PAT, DC ) + 0.39 (1),

Для Чиканского лицензионного участка и его ближайшего обрамления такая карта прогнозных

Stage 5. Using PANGEYA, a map of total thicknesses for positive anomalies hαDTPR0.5(Аins, PAT, DC ) was created.

www.rogtecmagazine.com

which features correlation coefficient r=0.86 (fig. 5).

ROGTEC 95

РАЗВЕДКА Then, using dependency (1), this map was recalculated into the forecast map of enhanced reservoirs thicknesses.

Толщины Thicknesses

Условные обозначения / Legend Скважины Wells

пробуренные до 2006 г. drilled before 2006

пробуренные в 2007 – 2011 гг. drilled in 2007 – 2011

граница Чиканского лицензионного участка boundary of Chikanskoye license area линии сейсморазведочных профилей boundary of seismic profile lines

Рис. 6: Прогнозная карта толщин улучшенных газонасыщенных коллекторов парфёновского горизонта (пласты П1+П2) Чиканского месторождения.

Figure 6 shows such forecasted hy values map for Chikanskoye license area and its nearest surroundings. It appears that increased enhanced reservoirs’ thicknesses are distributed across the field quite sporadically. We should note that this forecast map was created in 2006 while preparing submission of the Parfenov horizon reserves calculation to GKZ, which served as the basis for separation of SouthKovytkinskoye gas field into an individual Chikanskoye gas condensate field. By that time, seven wells were drilled at the field (Kov-31, Chik-1, Chik-2, Chik-174, YuK-1, YuK-2, YuK 4). Data from these wells was used to derive dependency (1).

Fig 6: Forecast map of enhanced gas saturated reservoirs’ thicknesses of Parfenov horizon (reservoirs R1+R2) at Chikanskoye field

Отметим, что эта прогнозная карта была составлена в 2006 году при представлении в ФБУ «ГКЗ» материалов по подсчёту запасов залежей парфёновского горизонта, на основе которых Южно-Ковыктинская газоносная площадь была выделена в качестве самостоятельного Чиканского газоконденсатного месторождения. К этому времени на месторождении было пробурено семь скважин (Ков-31, Чик-1, Чик-2, Чик-174, ЮК-1, ЮК-2, ЮК-4). Именно на их основе была построена зависимость (1). Позже, в 2007-2011 годах, в пределах Чиканского месторождения пробурили ещё четыре новых поисково-разведочных скважин (ЮК-5, ЮК-6, № 21, № 24). Как видно из рисунка 7, эти скважины подтвердили выполненный нами прогноз. А именно, в районе скважины № 24 прогнозировался участок повышенных значений hу (выше 6,0 м) и по данным ГИС выделено 7,3 м улучшенных коллекторов. В остальных прогнозировались значения близкие к трём метрам и прогнозные толщины находятся в пределах от 3,0 до 4,0 м.

96 ROGTEC

hy (прогноз), м / hy (forecast), m

значений hY приведена на рисунке 6. Видно, что участки с повышенными прогнозными толщинами улучшенных коллекторов распределены по площади месторождения весьма хаотично.

Between 2007-2011, four new exploration wells (YuK-5, YuK-6, No. 21, No. 24) were drilled at Chikanskoye field. As seen in Figure 7, these wells confirmed our forecast. In particular, we forecasted an area of increased hу¬ values (over 6.0 m) near well No. 24, and 7.3 m of enhanced reservoirs were identified by well logging data. For the rest of the wells, values near three meters were forecasted and the thickness detected ranged between 3.0-4.0 m.

hy (по ГИС), м / hy (by WL), m

y = 0.76 x + 0.77 R2 = 0.86

Рис. 7: Сопоставление прогнозных и фактических (оценённых по ГИС) толщин улучшенных коллекторов пластов П1+П2 Fig 7: Comparison of forecasted and actual (estimated by WL) thicknesses of enhanced reservoirs R1+R2 www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION Следует отметить, что на основе построенной прогнозной карты можно сделать вывод о высоких перспективах газоносности неразбуренной югозападной части Чиканского лицензионного участка, где ожидаются даже большие толщины улучшенных коллекторов, чем на разбуренной территории. Выводы: Разработанная методика комплексирования данных ГИС и сейсморазведки для прогнозирования толщин улучшенных коллекторов на основе конверсии сейсмических трасс в псевдокаротажные разрезы с использованием технологий ИС ПАНГЕЯ позволила дать надёжные оценки перспектив газоносности терригенного венда Чиканского месторождения. Прогнозная карта толщин улучшенных коллекторов может быть использована для обоснования точек заложения новых разведочных скважин. Литература: 1. Барышев Л. А., Хохлов Г. А. Комплексная интерпретации данных сейсморазведки и ГИС на основе физико-геологической модели / Технологии сейсморазведки. М., 2006. № 3. С. 55-60. 2. Воробьев В. Н., Мельников Н. В. Методы изучения тещиных коллекторов // Методика изучения коллекторов и коллекторские свойства пород нефтегазоносных районов труды СНИИГГИМС. Новосибирск, 1966. Вып. 33. С. 5-28. 3. Конверсия сейсмических данных в псевдокаротаж вместо акустической инверсии / Колесов В. В., Смирнов О. А., Захарова Г. А., Недосекин А. С. // Эффективность использования данных геофизических исследований при обосновании модели залежи углеводородов и определении параметров для подсчета запасов нефти и газа» / Материалы геофизической научно-практической конференции ТюменьОЕАГО, 29-30 ноября 2006 г. Тюмень, 2006. С. 3-5. 4. Особенности строения и коллекторские свойства вендского резервуара нефти и газа южной части Сибирской платформы / К. С. Кондрина, Л. С. Чернова, Т. Н. Дергачева // Сборник научных трудов СНИИГГиМС. Литология резервуаров нефти и газа в мезозойских и палеозойских отложениях Сибири. Новосибирск: СНИИГГиМС, 1982. С. 15-28. 5. Руденко Г. Е. Еще раз о результатах исследований на Ковыктинском месторождении с использованием Оптимизационной технологии ПАРМ-КОЛЛЕКТОР и о возможностях выделения и прослеживания тонких слоев // Технологии сейсморазведки. М., 2006. № 3 С. 69-85. www.rogtecmagazine.com

It should be noted that the forecast map that was created could lead to a conclusion that there are high prospects of gas bearing capacity in untapped south-western part of Chikanskoye license area, where even thicker enhanced reservoirs are estimated than those at the drilled territory. Conclusions: The method of integrating well logging and seismic data to forecast the thickness of reservoirs based on the conversion of seismic traces into pseudologs using IS PANGEYA made it possible to give reliable estimations of gas bearing prospects for the terrigenous Vendian deposits at at the Chikanskoye field. The enhanced reservoirs thicknesses map may be used to substantiate the location of new exploration wells. Literature: 1. Baryshev L.A., Khokhlov G.A. Complex interpretation of seismic and well logging data based on physical geological model / Seismic exploration technologies. Moscow, 2006. No. 3. P. 55-60. 2. Vorobyov V.N., Melnikov N.V. Fractured reservoir investigation methods. // Reservoir investigation methods and reservoir rock properties in petroleum regions. Works of SNIIGGiMS. Novosibirsk, 1966. Issue 33. P. 5-28. 3. Conversion of seismic data into pseudologs instead of acoustic inversion. / Kolesov V.V., Smirnov O.A., Zakharova G.A., Nedosekin A.S. // Efficiency of using geophysical data in hydrocarbon reservoir modeling for estimation of oil and gas reserves. / Material of geophysical scientific and practical conference TyumenOEAGO, November 29-30, 2006, Tyumen, 2006. P. 3-5. 4. Structural characteristics and reservoir properties of Vendian oil and gas reservoir in the southern part of Siberian platform. / K.S. Kondrina, L.S. Chernova, T.N. Dergachova // Scientific work collection of SNIIGGiMS. Lithology of oil and gas reservoirs in Mesozoic and Paleozoic depositions of Siberia. Novosibirsk: SNIIGGiMS, 1982. P. 15-28. 5. Rudenko G.E. Again on the results of research at Kovytkinskoye field using PARM-COLLECTOR optimization technology and on possibility of identification and tracing of thin beds // Seismic exploration technologies. Moscow, 2006. No. 3 P. 69-85.

ROGTEC 97

ЛРН

ГОТОВНОСТЬ К ЛИКВИДАЦИИ ВОЗМОЖНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «ПРИРАЗЛОМНОЕ»

OIL SPILL RESPONSE at the PRIRAZLOMNOYE FIELD Маричев Андрей Владимирович (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка), Хмаринов Леонид Константинович, Ефремкин Иван Михайлович, Рогозин Максим Александрович (ООО «Газпром нефть шельф», Москва)

Введение Приразломное нефтяное месторождение располагается в Печорском море в 60 км от берега. На месторождении установлена морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная» (МЛСП), предназначенная для бурения скважин, добычи и подготовки нефти (рис. 1). Подготовленная товарная нефть будет отгружаться на танкера ледового класса водоизмещением 70 тыс. т и отправляться на экспорт. Начало добычи нефти на месторождении запланировано на 2013 г., максимальный годовой уровень добычи составит около 6,5 млн. т. Оператором проекта является компания ООО «Газпром нефть шельф» (ООО «ГНШ»). 1. Возможные причины возникновения разливов нефти В ходе проектирования инфраструктуры месторождения был выполнен детальный анализ возможных аварийных ситуаций, к числу которых

98 ROGTEC

Marichev Andrey (LLC «Gazprom VNIIGAZ», Moscow region, Leninsky district, Razvilka), Khmarinov Leonid, Efremkin Ivan, Rogozin Maxim (LLC “Gazprom neft shelf”, Moscow)

Introduction The Prirazlomnoye oil field is located 60 km offshore in the Pechora Sea,. The field uses «Prirazlomnaya», an ice-resistant stationary offshore platform (IRSP) for drilling, production and oil treatment (Fig. 1). The treated oil is loaded into 70 kt displacement ice class tankers and exported. The field is scheduled to start production in 2013, with maximum annual production set to be about 6.5 mln tonnes. The project is operated by GazpromNeftShelf LLC (GNS). 1. Possible Causes of Oil Spills During the infrastructure design, a detailed analysis of possible accidents, including oil and oil product spills, was carried out. The most hazardous possible situations are as follows » Uncontrolled blow-out of oil (reservoir fluid) from the well during the drilling operations; » Damage to the oil storage tank at the foundation of the offshore platform; www.rogtecmagazine.com

OSR относятся разливы нефти и нефтепродуктов. Наиболее опасными возможными авариями, приводящими к разливам нефти, являются: » неконтролируемый выброс нефти (пластового флюида) из скважины при проведении буровых работ; » разрушение резервуара хранения нефти в основании морской платформы; » повреждение нескольких танков танкера, перевозящего нефть, в период отгрузки нефти с платформы.

» Damage to some of the tanks on the oil tanker during

Отметим, что данные события являются редкими, и возникновение таких аварий в течение срока реализации проекта маловероятно.

However, spill volumes for these most probable accidents will not exceed 2 m3.

Наиболее вероятными авариями являются: » нефтегазопроявление при проведении буровых работ; » утечка на фонтанной арматуре и манифольдах подачи пластового флюида в сепараторы; » пролив нефти при отсоединении трубопровода отгрузки нефти.

the offloading from the platform.

It should be noted that such events are rare and the occurrence of such accidents during the project lifetime is unlikely. Accidents that are most likely to happen include the following: » Oil and gas shows during drilling operations; » Leakage on wellhead equipment and leakage on reservoir fluid separator feeding manifold; » Oil spills when disconnecting loading pipeline.

2. Oil Spill Prevention It is well known that oil spill response (OSR) in Arctic conditions is very difficult, which is why GNS makes oil spill prevention its priority. Blowout preventing equipment is used during drilling operations to prevent oil spills, and each well is equipped with subsurface safety valves and hydraulic valves. Four independent power sources are used for these well containment tools - the main gas turbine generators,

Рис. 1. Морская платформа «Приразломная» Fig 1. Prirazlomnaya offshore platform www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 99

ЛРН Объем разлива для перечисленных выше наиболее вероятных аварий не превысит 2 м3. 2. Предупреждение разливов нефти В настоящее время общепризнано, что ликвидация разливов нефти (далее – «ЛРН») в условиях Арктики, является исключительно трудной задачей, и по этой причине приоритетом ООО «ГНШ» является предотвращение разливов жидких углеводородов. Для предотвращения разливов нефти при бурении скважин применяется противовыбросовое оборудование. На каждой скважине устанавливаются внутрискважинный клапан-отсекатель и гидравлические задвижки. Предусмотрено четыре независимых источника энергоснабжения данных средств герметизации скважины: основные газотурбинные генераторы, вспомогательные дизель-генераторы, аварийные дизель-генераторы и собственные автономные источники энергии. Управление герметизацией скважин может осуществляться из центрального пульта управления платформы, с пульта управления бурового мастера или вручную. Немаловажным обстоятельством является сравнительно низкий уровень давления в пласте, для подачи нефти на устье скважины требуется использование электрических центробежных насосов. Таким образом, фонтанирование нефти на Приразломном месторождении исключено. Для предотвращения разливов нефти при отгрузке продукции на танкер предусмотрены следующие технические решения: » хранение нефти в отсеках кессона осуществляется по типу «мокрого хранения». При «мокром» способе поток нефти, поступающий в хранилище, вытесняет балластную воду, которая откачивается в систему очистки нефтесодержащей воды для последующей закачки в пласт. При откачке нефти в танкер происходит замещение нефти балластной водой из напорного резервуара балластной воды. При этом способе хранилище нефти постоянно заполнено жидкостью: нефтью или забортной (балластной) водой. Такой способ хранения обеспечивает безопасное хранение нефти (отсутствие свободного газа); » система перегрузки добытой нефти на танкер оборудована системой аварийного прекращения налива. Морская платформа «Приразломная» спроектирована в соответствии с принципом «нулевого сброса», согласно которому допускается сброс в море только воды для пожаротушения из системы объемного

100 ROGTEC

auxiliary diesel generators, emergency diesel generators and the tools’ autonomous power sources. Well sealing can be controlled from the platform central control room, from the drilling foreman’s control panel, or manually. However, due to low formation pressure, electric submersible pumps are used to pump oil to the wellhead, and therefore, an oil blowout at Prirazlomnoye is impossible. To prevent oil spills during ship loading operations, the following technical solutions are used: » Oil is stored in caisson cells in «wet storage» conditions. In «wet» storage, oil stream entering the storage unit displaces ballast water which is pumped into oil containing water treatment system for further water injection into the reservoir. When oil is pumped out into the tanker, oil is replaced with balance water from a pressure tank. With this storage arrangement, oil storage tank is constantly filled with liquid – either with oil of with outside (ballast) water. This storage method ensures safe storage of oil (absence of free gas); » The system for offloading produced oil into the tanker is equipped with an emergency shutdown system. The Prirazlomnaya offshore platform was designed based on «zero discharge» principle, which only allows the discharging firefighting water from water deluge system and treated domestic sewage water into the sea. Platform’s drainage systems ensure collection of all oil-containing water, polluted rainwater and snow for further treatment and injection. 3. Oil Spill Response The Oil Spill Response Plan (OSR Plan) in effect at the offshore platform has determined the Plan’s coverage zone as the aquatic area with boundaries which correspond to the maximum possible oil product pollution area with 95% probability, with consideration of unfavorable metocean conditions, which (pollution) resulted from an accident at the platform within its safety zone. According to the Decree of the Government of Russian Federation No. 44 dated 19.01.2000, safety zone around an offshore hydrotechnical structure is 500 meters. A standard International, tier-based approach is applied for oil spill response (OSR) planning and operations at the Prirazlomnoye field. GNS acknowledges that the company has limited ability to controll an accident, and indeed that a large accident may require outside means and forces. Three tiers of response are accepted in OSR Plan: » Tier 1: spill volume below 500 t. Response operations will be carried out using GNS means and forces; » Tier 2: spill volume between 500 and 5000 t.. If unable to respond to the spill using company’s own means, GNS will engage outside regional forces and means; » Tier 3: spill volume over 5000 t.. Such spill would be www.rogtecmagazine.com

OSR

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 101

ЛРН затопления и очищенных хозбытовых стоков. Системы дренажа платформы обеспечивают сбор всех масло- и нефтесодержащих вод, загрязненной дождевой воды и снега для последующей очистки и закачки в пласт. 3. Ликвидация разливов нефти Действующий на морской платформе План ликвидации разливов нефти (далее «План ЛРН») определяет зону действия Плана как акваторию, граница которой соответствует максимально возможной площади загрязнения нефтепродуктом с 95% обеспеченностью, с учетом неблагоприятных гидрометеорологических условий, возникшей в результате аварии на объекте в его зоне безопасности. В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации № 44 от 19.01.2000 г. зона безопасности вокруг морского гидротехнического сооружения составляет 500 м. На Приразломном месторождении применен международный уровневый подход к планированию и проведению операций по ликвидации разливов нефти (ЛРН). ООО «ГНШ» признает, что возможности компании контролировать аварию являются ограниченными, и при возникновении крупной аварии может понадобиться привлечение сторонних сил и средств. В Плане ЛРН приняты 3 уровня реагирования: » 1й уровень: объем разлива до 500 т. Операции производятся силами и средствами ООО «ГНШ»; » 2й уровень: объем разлива от 500 до 5000 т. При невозможности выполнить ликвидацию разлива собственными силами, ООО «ГНШ» привлекает сторонние силы и средства, присутствующие в регионе; » 3й уровень: объем разлива более 5000 т. Разлив такого объема является катастрофическим событием и требует привлечения ресурсов в масштабах всей страны. Максимально возможный объем разлива составляет 10 000 тонн. Эта величина равна объему двух смежных танков танкера водоизмещением 70000 т и определена в соответствии с «Основными требованиями к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов (утверждены Постановлением Правительства РФ от 21 августа 2000 г. № 613, с изменениями от 15 апреля 2002 г. № 240). Проведение операций ЛРН возможно в открытом море в районе морской платформы, прибрежной акватории и на берегу, как в ледовых условиях, так и на открытой воде. Оперативное руководство операциями по ликвидации

102 ROGTEC

considered catastrophic and would require engaging resources on a national level. The maximum possible spill volume is 10 000 tons. This volume equals the volumes of two tanks of a 70000 t displacement tanker and it was determined in accordance with the «Main requirements for development of oil and oil product spill prevention and response” (approved by the RF Government’s Decree No. 613 dated August 21, 2000 with changes No. 240 dated April 15, 2002). OSR operations can be carried out in the open sea near the platform, on the offshore strip or onshore in either ice conditions or in open waters. Management of spill response operations is undertaken by the Emergency and Fire Safety Commission of GNS. Depending on how the situation develops, the Commission may either be based at GNS facilities in the Varandey settlement or in the accommodations block of the Prirazlomnaya platform. The rooms for the operations are provided with the following: » OSR Plan on paper and in digital form; » navigation maps for the OSRs operational areas; » means of communication (telephones, fax, e-mail, radio communications); » computers with Internet access; » set of required normative documents; » copying equipment. The first stage of OSR operations includes:

» informing the state authorities, the population and interested parties;

» deployment of local OSR forces; » monitoring of the spill, simulating its movement; » Containment of the spill and commencement of recovery operations.

The actions of the second stage of OSR operations target updating the situation, the build-up of OSR forces and adjusting the plans based on new information. The third stage of OSR operations includes aquatic area and shoreline final clean-up and disengaging OSR equipment. In case of an oil spill near Prirazlomnaya platform, a rescue vessel which is permanently based 2 km from the platform starts operations. Duty boats are available both on the vessel and on the platform and may be engaged in the operations if necessary. The oil spill movement is then monitored by GNS in cooperation with Federal Service for Supervision of Natural Resource Usage for Nenets Autonomous District. www.rogtecmagazine.com

OSR разлива осуществляет Комиссия по чрезвычайным ситуациям и обеспечению пожарной безопасности ООО «ГНШ». В зависимости от развития ситуации местом работы этой комиссии может быть выбрана база ООО «ГНШ» в п. Варандей или жилой модуль платформы «Приразломная». В помещении для работы предусмотрено следующее: » план ЛРН в бумажном и электронном виде; » морские карты районов проведения операций ЛРН; » средства связи (телефоны, факс, электронная почта, радиосвязь); » компьютеры с выходом в Интернет; » комплект необходимых нормативных документов; » множительная техника. На первом этапе операции ЛРН проводится:

Surveillance and tracing of the oil spill is done from onboard the ship and/or with a helicopter. Special software is also used to simulate the migration of the spill. According to the Russian legislation, oil product spills in open sea must be contained within four hours. Booms are used to contain the spill, which increases the efficiency of oil response methods. However, oil can be cleaned up without boom deployment. The main method of cleaning the spill in the open sea is mechanical cleanup. Selection of the oil spill response method and equipment used will be determined by the conditions of any specific situation. Below is the list of main equipment for OSR operations in the open sea.

» развертывание сил ЛРН локального уровня; » мониторинг разлива, моделирование

We should note that GNS is dedicated to using advanced technologies to meet the challenge. Thus, GNS was the first in the world to place an order for a 100 m3/h capacity ice oil skimmer, the latest development from Aker Arctic.

На втором этапе ЛРН действия направлены на уточнение ситуации, наращивание сил ЛРН и корректировку планов на основании полученной информации.

Principal Oil Response Equipment for Open Sea Spills » Self-propelled oil skimmer 100 m3/h capacity for open waters; » Arctic oil skimmer 100 m3/h capacity for ice conditions; » Vessel side-mounted oil skimming system up to 115 m3/h capacity;

» оповещение государственных органов, населения и заинтересованных сторон;

его перемещения; » локализация разлива, начало очистных работ.

КОН

г. Геленджик, Россия, 9–12 сентября 2013 г.

15-я международная научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа

Окончание льготной регистрации

20 ИЮНЯ 2013 Г.

Оформить свое участие и получить полную информацию о мероприятиях конференции Вы можете в компании ООО «ЕАГЕ Геомодель» - Региональный офис EAGE в России и странах СНГ: Тел./факс: +7 (495) 661-92-85,+7 (495) 661-92-86, E-mail: geomodel@eage.org, website: www.eage.ru

15909-GM13 A5 Advert.indd 1

16-05-13 16:17

ЛРН На третьем этапе ЛРН проводятся работы по доочистке акватории и побережья, свертывание оборудования, участвующего в операциях ЛРН. При возникновении разлива около платформы «Приразломная» к ликвидации загрязнения оперативно приступает спасательное судно, постоянно находящееся в 2 км от платформы. На судне и на платформе имеются дежурные шлюпки, которые при необходимости будут задействованы в операциях. Наблюдение за перемещением нефтяного пятна осуществляется ООО «ГНШ» во взаимодействии с Управлением Росприроднадзора по НАО. Разведка и слежение за нефтяным пятном производится с борта судна и/или с помощью вертолета. Для прогноза перемещения разлива выполняется моделирование на специальных программах. В соответствии с законодательством РФ разлив нефтепродуктов в открытом море необходимо локализовать в течение 4 часов. Для локализации используются морские боны, повышающие эффективность применения методов ликвидации разлива. Однако возможен сбор нефти и без постановки боновых заграждений. Основным методом ликвидации разлива в открытом море является механический сбор нефти. Выбор методов ликвидации разлива и применяемого оборудования будет определяться условиями каждой конкретной операции. Ниже представлен перечень основного оборудования для ЛРН в открытом море. Отметим, что ООО «ГНШ» стремится использовать передовые технологии для решения поставленной задачи. Так, нефтесборщик ледового класса производительностью до 100 м3/ч является новейшей разработкой компании Aker Arctic, и ООО «ГНШ» стало первым в мире заказчиком данной модели. Основное оборудование для ликвидации разливов в открытом море » самодвижущийся нефтесборщик (скиммер) производительностью до 100 м3/ч (для открытой воды); » нефтесборщик ледового класса (арктик скиммер) производительностью до 100 м3/ч (для ледовых условий); » судовая навесная система сбора нефти производительностью до 115 м3/ч; » морские надувные боны, 1200 м; » сорбент. При возникновении угрозы загрязнения береговой линии начинаются операции ЛРН в прибрежной зоне. Оборудование для таких операций хранится на базе в

104 ROGTEC

» Inflatable booms, 1200 m; » Adsorbent. In case the shoreline is affected, OSR operations will commence immediately on the coastal area. Equipment for such operations is stored at the base in Varandey and is intended for coastal zone protection operations both offshore and oil pick-up onshore. Equipment and personnel are delivered to the location using off-road vehicles and/or boats. The principal OSR method for the coastal area is mechanical clean-up, while using absorbents would be efficient onshore. Below is the list of the main equipment. Principal Oil Response Equipment for the Coastal Area Offshore operations » clean-up and boom setting motor boat: • up to 15 knots speed; • cruising range up to 350 miles; • volume of tanks for collected oil and oil products 30 m3; • cargo hold 15 m3; • 2 person crew. » marine boat: • up to 6 persons capacity; • carrying capacity 1500 kg; • 6 knots working speed; • maximum speed – 25 knots (with no load). » brush oil skimmer machine 80 m3/h capacity (onboard the motor boat); » Portable skimmer 80 m3/h capacity, 4 ea.; » Permanent floatation booms, 2000 m; » 10 m3 capacity inflatable floating storage tanks for collected oil, 4 ea.; » Shoreline protection booms, 300 m; » Absorbent booms, 500 m. Onshore operations

» Marsh buggy (for equipment transport), 2 ea.; » Track-based vehicle for equipment transport; » Manual oil pickup system for onshore clean-up, 2 ea.; » 4 m3 tanks for oil cleaned up onshore, 5 ea.; » 50 l/min capacity sorbent spraying machine, 2 ea.; » Absorbent, 500 kg; » 2 t/hour polluted dirt disposal system; » lighting mast 4 kW with 9.5 kW generator, 4 ea. The issue of entering an agreement on oil spill response assistance with the Varandey terminal operator, Lukoiltrans, LLC is being considered. Indeed, an agreement of intent has been signed. If necessary, the forces and means of GNS and LUKOIL-Trans could be joined for oil spill response operations. The quantity and range of OSR equipment at Varandey Terminal are comparable to above listed. 4. Provisions for OSR Operations After cleaning up a large oil spill, a lot of time is spent on www.rogtecmagazine.com

OSR

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 105

ЛРН п. Варандей и предназначается для операций в море по защите береговой зоны и сбора нефти на берегу.

damage assessment and compensations to the parties involved, or those affected by the spill.

Персонал и оборудование доставляются к месту работ на вездеходной технике и (или) катерах. Основным методом ЛРН в прибрежной зоне также является механический сбор, на суше весьма эффективным будет применение сорбентов. Перечень основного оборудования представлен ниже.

Considering the significant scale of financial expenditures, all stages and operations of OSR are documented in detail listing type of works, number and qualifications of staff involved, labor costs, equipment and consumables used.

Основное оборудование для ликвидации разливов в береговой зоне Морские работы » катер-нефтемусоросборщик-бонопостановщик: • скорость до 15 узлов; • дальность плавания до 350 миль; • объем цистерн для сбора нефти и нефтепродуктов 30 м3; • грузовой трюм 15 м3; • экипаж 2 чел. » лодка с мореходным дном: • вместимость до 6 чел.; • грузоподъемность 1500 кг; • рабочая скорость - 6 узлов; • максимальная скорость – 25 узлов (без нагрузки). » щеточное устройство для сбора нефти производительностью до 80 м3/ч (размещается на катере); » переносной нефтесборщик (скиммер) производительностью до 80 м3/ч, 4 шт.; » боны постоянной плавучести, 2000 м; » плавучие надувные емкости для собранной нефти, 4 х 10 м3; » боны для защиты берега, 300 м; » боны сорбирующие, 500 м. Работы на берегу

» болотоход (для перевозки оборудования), 2 шт.; » гусеничное транспортное средство для перевозки оборудования; » ручная система сбора нефти для очистки берега, 2 шт.; » емкости для собранной на берегу нефти, 5 х 4 м3; » распылитель сорбента производительностью 50 л/мин, 2 шт.; » сорбент, 500 кг; » установка по утилизации замазученного грунта производительностью 2 т/ч; » осветительная мачта 4 кВт с электростанцией 9,5 кВт, 4 шт. Рассматривается вопрос о заключении соглашения о взаимопомощи при ликвидациях разливов нефти с оператором Варандейского терминала – ООО «ЛУКОЙЛ-Транс», подписано соглашение о намерениях. При необходимости, силы и средства ООО «ГНШ» и ООО «ЛУКОЙЛ-Транс» могут быть

106 ROGTEC

Activity timelines and navigation routes for vessels, floating and other technical equipment etc are registered in ship logs, Emergency Commission’s event log as well as in reports and other documents. GNS has formed a reserve fund to finance possible emergency response operations and has also made public liability insurance provisions. OSR operations are financed by GNS (with any costs to be reimbursed by organizations responsible for the spill as established by law). During the OSR operations, a financial department headed by the Chief Accountant of GNS, will be established to finance all expenditures, handle claims and provide compensation of damages. GNS pays special attention to the issues of OSR staff training. Along with regular trainings, oil spill response drills in open water and in ice conditions are done annually. A program for monitoring the aquatic area of Prirazlomnaya platform, implemented by GNS, will contribute to increasing the efficiency of OSR operations. For a few years now, contractor companies have been carrying out annual surveys on updating the environmental situation in this region. Environmental monitoring activities on Dolgiy Island are planned for 2013. Conclusion The Company’s technical and organizational solutions on oil spill prevention and response comply with the requirements of relevant Russian rules and regulations, and also correspond to international practices in this field. By the time drilling operations commence, the offshore platform and onshore base in Varandey will be completely equipped with OSR equipment, including the latest foreignmanufactured models. It should be emphasized that an oil blow-out from a well at the Prirazlomnoye field is impossible due to low formation pressure, which significantly decreases the chances of large oil spills at the platform and rules out any chances of repeating the Deepwater Horizon accident that occurred in 2010. At the same time, GNS acknowledges the challenges of oil production and transportation in the Arctic and will continue improving its oil spill prevention and response measures. www.rogtecmagazine.com

OSR

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 107

ЛРН объединены для ликвидации разливов нефти. Количество и номенклатура оборудования ЛРН на Варандейском терминале сопоставимы по масштабам с перечисленными выше. 4. Обеспечение операций ЛРН После ликвидации крупных разливов нефти значительное время занимают процессы оценки и возмещения затрат сторонам, участвовавшим в ЛРН или пострадавшим от последствий разлива. Учитывая существенный масштаб финансовых затрат, все этапы и операции ЛРН детально документируются с указанием видов работ, численности и квалификации персонала, трудозатрат, использованного оборудования и расходных материалов. Хронология событий и перемещения судов, плавучих и технических средств регистрируется в судовых журналах, в журнале событий Комиссии по чрезвычайным ситуациям, а также в отчетах и прочих документах. В ООО «ГНШ» сформирован резервный фонд для финансирования операций по ликвидации возможных ЧС, а также обеспечено страхование гражданской ответственности. Финансирование расходов при проведении ЛРН осуществляет ООО «ГНШ» (с последующим возмещением понесенных затрат в установленном законодательством порядке за счет организаций, виновных в разливах нефти). В период проведения операций ЛРН для финансирования всех расходов, приема претензий и возмещения ущерба создается финансовый отдел, возглавляемый главным бухгалтером ООО «ГНШ». Большое внимание ООО «ГНШ» уделяет вопросам подготовки специалистов в области ЛРН. Наряду с регулярным обучением ежегодно проводятся учения по ликвидации разливов нефти: на открытой воде и в ледовых условиях. Повышению эффективности ЛРН будет способствовать реализуемая ООО «ГНШ» программа мониторинга акватории платформы «Приразломная». Подрядчики компании в течение нескольких лет ежегодно выполняют работы по уточнению данных о состоянии природной среды в рассматриваемом районе. В 2013 году запланировано проведение мониторинга на о-ве Долгий. Заключение Технические и организационные решения ООО «ГНШ» по предупреждению и ликвидации разливов нефти соответствуют российским нормативно-правовым

108 ROGTEC

Literature 1. Planning oil spill prevention and response operations for Prirazlomnoye oil field /M.N. Mansurov, A.V. Marichev, I.M. Yefremkin // Arctic: ecology and economy. – M.: 2011, No. 2. – P. 36-41 2. Main requirements for development of oil and oil product spill prevention and response, approved by the RF Government’s Decree No. 613 dated August 21, 2000. 3. Regulations on organization of oil and oil products spill prevention and response on the territory of Russian Federation, approved by Decree of the RF Government No. 240 dated 15.04.02. требованиям и международному подходу в данной области. К моменту начала буровых работ морская платформа и береговая база в п. Варандей будут полностью укомплектованы оборудованием ЛРН, включая новейшие образцы зарубежной техники. Необходимо подчеркнуть, что фонтанирование нефти из скважины на Приразломном месторождении невозможно по причине низкого пластового давления, что существенно снижает вероятность возникновения крупных разливов на платформе и исключает повторение аварии по сценарию с буровой платформой Deepwater Horizon в Мексиканском заливе в 2010 году. В то же время ООО «ГНШ» осознает сложность работ по добыче и транспортировке нефти в арктическом регионе и продолжит совершенствовать систему мер по предотвращению и ликвидации разливов нефти. Литература 1. Планирование операций по предупреждению и ликвидации разливов нефти для Приразломного нефтяного месторождения / М.Н. Мансуров, А.В. Маричев, И.М. Ефремкин // Арктика: экология и экономика. – М.: 2011, № 2. – С. 36-41. 2. Основные требования к разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, утвержденным Постановлением Правительства РФ от 21.08.00 № 613. 3. Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на территории Российской Федерации, утвержденные Постановлением Правительства РФ от 15.04.02 № 240. www.rogtecmagazine.com

OSR

2014 2-й RDCR, 26 и 27 марта 2014

запишите эту дату! The Mobius Group с гордостью сообщает о дате проведения 2-го Круглого Стола Российских Буровых Подрядчиков (RDCR 2014) 26 и 27 марта 2014 года в Москве. После обсуждения с принявшими участие в мероприятии в текущем году буровыми подрядчиками и спонсорами, было решено

провести RDCR 2014 в течение двух дней и расширить программу обсуждаемых технологий. К темам буровых установок и оборудования, буровых труб, долот и твердосплавных покрытий добавятся: выработка электроэнергии, контроль содержания твердой фазы, технологический контроль и обслуживание. 2-й RDCR, 26 и 27 марта 2014 – запишите эту дату!

Буровые технологии будущего доступны уже сегодня! Всю дополнительную информацию вы можете получить, связавшись с Дагом Робсоном, Директором Отдела Продаж. www.rogtecmagazine.com

doug.robson@themobiusgroup.com

+34 952 904 230 ROGTEC

109

НОВОСТИ

1-й Круглый Стол российских буровых подрядчиков уникальное событие, посвященное ключевым технологиям и трудностям снабжения, с которыми сталкиваются российские буровые компании

1st Russian Drilling Contractors Roundtable A Unique Event Addressing the Key Technology and Purchasing Challenges Facing Russia’s Drilling Companies

Первый RDCR прошел в четверг, 11 апреля 2013 года в отеле Swissotel Красные Холмы в Москве. В мероприятии приняли участи более 200 делегатов от ведущих буровых и технологических компаний со всего мира. Мероприятие прошло с большим успехом для всех участвовавших, и мы хотим поблагодарить всех наших партнеров – спонсоров, буровых подрядчиков и всех делегатов, поддержавших RDCR в первый год его проведения. Приветственными выступлениями открыли мероприятие модератор зала, господин Энтони Кранни из компании DSI PBL в зале 1, и Евгений Рыков, Директор по бурению RU Energy Group в зале 2. В RDCR приняли участие множество делегатов, занимающих ключевые технические и руководящие позиции в буровой отрасли России, включая такие компании, как Золотые Спонсоры мероприятия BKE, а также INTEGRA DRILLING, WEATHERFORD, GAZPROM BURENIE, BSK RINAKO, RU ENERGY, INVESTGEOSERVICES, PNG DRILLING, KCA DEUTAG, NABORS DRILLING, CATOIL AG и SGK. В зале 1, золотой спонсор RDCR, компания EDC Group остановилась на программах модернизации буровых установок и обучения персонала, после чего на утренней сессии выступили представители компаний Drillmec, Piper International, Cameron и Generation Drilling Equipment, а в днем выступили представители компаний ABB, Tesco Corporation, McCoy Drilling and Completions, ISG Consulting и KatchKan Limited.

110 ROGTEC

The 1st RDCR took place on Thursday the 11th April 2013 at the Swissotel Karsnye Holmy in Moscow, and attracted over 200 delegates from Russia’s leading drilling contractors and technology companies from around the world. The event was a great success for all involved, and we would like to thank all of our sponsors, drilling contractor partners and indeed all attending delegates for supporting the RDCR in its first year. The welcoming address for Hall 1 was given by the hall moderator Mr. Anthony Cranny, from DSI PBL, and in hall 2 by Mr. Evegeny Rykov, Director of drilling at RU Energy Group. The RDCR attracted a host of technical and senior level delegates from Russia’s drilling community, including companies such as our co-Gold event sponsor EDC Group, plus drilling contractor partners INTEGRA DRILLING, WEATHERFORD, GAZPROM BURENIE, BSK RINAKO, RU ENERGY, INVESTGEOSERVICES, PNG DRILLING, KCA DEUTAG, NABORS DRILLING, CATOIL AG & SGK. Hall 1 saw the RDCR Gold Sponsor EDC Group focus on their Rig upgrade and training programs, followed by presentations from Drillmec, Piper International, Cameron & Generation Drilling Equipment in the morning, and ABB, Tesco Corporation, McCoy Drilling and Completions, ISG Consulting and KatchKan Limited in the afternoon. In Hall 2, RU Energy looked at their drill pipe purchasing requirements and challenges, followed by technology presentations from TMK Premium Services, Arnco Technologies, Castolin Eutectec and Harbanding Solutions by Postle Industries in the morning. In the afternoon www.rogtecmagazine.com

NEWS В зале 2, RU Energy рассказали о требованиях к закупкам буровых труб и трудностях снабжения в этой сфере, после чего свои презентации на утренней сессии представили компании TMK Premium Services, Arnco Technologies, Castolin Eutectec и Harbanding Solutions от Postle Industries. Днем Питер Ван Велсенес из Salym Petroleum Development рассказал о требованиях компании к спецификациям бурового долота, после чего свои презентации представили Российская Ассоциация буровых подрядчиков, Tercel Oilfield Products, Burnintekh, Volgaburmash и Smith Bits. Даты RDCR 2014 уже были объявлены, мероприятие пройдет 26 и 27 марта 2014 в Москве. После обсуждения с буровыми подрядчиками и спонсорами, принявшими участие в мероприятии в текущем году, было решено провести RDCR 2014 в течение двух дней и расширить программу обсуждаемых технологий. К темам буровых установок и оборудования, буровых труб, долота и твердосплавных покрытий, добавятся выработка электроэнергии, контроль содержания твердой фазы, технологический контроль и обслуживание. Вы сказали, мы услышали Комментарий от Дага Робсона, директора отдела продаж: «Мы хотим, чтобы RDCR стало главным из мероприятий буровой отрасли, а этого можно добиться только путем тесного сотрудничества с нашими партнерами – буровыми подрядчиками, спонсорами и делегатами конференции. В этом году, в связи с ограничениями однодневной сессии и достижения нами максимального количества участников в месте проведения, некоторые компании и делегаты не смогли принять участие в мероприятии. В процессе подготовки 1-го Круглого стола российских буровых подрядчиков, мы получили бесценный опыт, и мы действительно собрали множество отзывов от большинства участников мероприятия. В ответ на отзывы, мы расширяем программу мероприятия до двух дней, и несколько изменяем формат мероприятия с целью улучшить взаимодействие между буровыми подрядчиками, поставщиками технологий и аудиторией».

Peter Van Welsenes from Salym Petroleum Development looked at their drill bit requirements, and was followed by presentations from the Russian Associations of Drilling Contractors, Tercel Oilfield Products, Burnintekh, Volgaburmash and Smith Bits. The dates for the RDCR 2014 have been announced as the 26th & 27th March 2014 in Moscow. Following consultation with the drilling contractors and sponsors that attended the event this year, the RDCR 2014 will be run over 2 days and will include an expanded program of technology areas. Power Generation, Solids Control and Inspection & Maintenance are a few of the areas that will be added to the existing topics of Rigs and Equipment, Drill Pipe, Bits and Hardbanding. You Spoke, We Listened Doug Robson, Group Sales Director, commented “Our ambition for the RDCR is for it to become Russia’s premier drilling event, and this can only be achieved by close collaboration between ourselves and our drilling contractor partners, sponsors and delegates alike. Due to us reaching the venue capacity and the time limitations of a one day event, we had a number of disappointed companies and delegates this year who were unable to attend. We have gained invaluable experience during the process of organizing the 1st RDCR, and indeed have collated key feedback from the majority of people who attended the event. In response to this, we have expanded the program to run over 2 days and will be changing the format slightly to allow more interaction between the drilling contractors, technology vendors and the audience.” Early Booking Recommended This year’s event was sold out within 3 months of being announced, so early sponsorship booking and delegate registration is highly recommended.

Рекомендуется регистрироваться заранее Пакеты участников в этом году были распроданы в течение трех месяцев после объявления о мероприятии, поэтому мы настоятельно рекомендуем зарегистрировать свое участие в качестве спонсора или делегата заранее.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 111

Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал 4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.

Экономия 15% при подписке на 2 года! Экономия 25% при подписке на 3 года! Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по факсу +350 2162 4001 или по эл. почте на circulation@rogtecmagazine.com Или свяжитесь с Александром Пантелеевым: alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.

Save 15% by subscribing for 2 years! Save 25% by subscribing for 3 years! To start the process, complete your details below, and fax to +350 2162 4001 or e-mail circulation@rogtecmagazine.com Or contact Alexander Panteleev, alexander.panteleev@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC33

Make an Impression With unrivalled upstream technical articles, executive interviews and the latest case studies. Industry leading online marketing with e-magazine, archived back issues, buyers guides and weekly newsletters

ROGTEC has your marketing needs covered

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Тони Крэнни, региональный менеджер компании DSI PBL по России, Европе и Индии The ROGTEC Interview: Tony Cranny, Regional Manager Russia, Europe & India, DSI PBL Пожалуйста, назовите свою должность и роль в компании. Региональный менеджер по России, Европе (Западной и Восточной) и Индии, я помогаю менеджерам РБ в моих компетентных областях успешно развивать бизнес. DSI PBL работает в России уже несколько лет, расскажите о росте компании в регионе и каким вам видится бизнес в России для компании DSI в ближайшие годы? Мы в России вот уже 10 лет и компания выросла – сначала медленно, когда мы формировали первую производственную базу в Нижневартовске через компанию Halliburton, а теперь, когда нефтяные компании осознают, какую экономию средств мы можем им обеспечить, уже более быстрыми темпами. Поскольку Россия, вероятно, является крупнейшим “месторождением” в мире, с таким количеством невскрытых запасов, представляется разумным принимать участие в развитии этого рынка, и мы планируем расширять свое присутствие по всей России. Почему операторам и сервисным компаниям следует пользоваться вашим инструментом? Мы первыми использовали для бурения многоцелевой инструмент для циркуляции и сегодня мы на первом месте в мире в производстве инструмента для циркуляции. Мы предлагаем

114 ROGTEC

Please describe your position and role within the company. Regional Manager, Russia, Europe (East and West) and India, assisting BD Managers in my areas to grow the business successfully. DSI PBL have been working in Russia now for some years, tell us about your regional growth and how do you see business in Russia for DSI in the coming years? We have been in Russia for 10 years now, and we have grown, slowly at first from our initial base in Nizhnevartovsk through Halliburton, but now at a greater pace, once the Oil Companies understood the savings we could make them. As Russia is probably the largest Oilfield in the World, with so much untapped resource, it makes sense to be a part of this and we are spreading ourselves through the whole of Russia. Why should your tool be implemented by operators and service companies? We were the pioneers of using a Multi-Functional Circulating tool for Drilling, and we are the number one Circulating Tool Company in the World. We have a simply operated Tool that allows the Driller to deliver LCM to the formation, without tripping out of the hole, and also without compromising the expensive tools in the BHA (LWD, MWD and Mud Motors). The tool is also used for hole cleaning where there is low circulation because of tools in the string, and we can open the tool and pump at a higher rate, without exposing the formation to excess pressure. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW простой в управлении инструмент, позволяющий буровикам доставлять экранирующий наполнитель в пласт без подъема колонны и без риска для дорогих инструментов КНБК (КВБ, ИПБ и забойных турбинных двигателей). Наш инструмент также используется для очистки скважин с низкой циркуляцией, вызванной инструментами в колонне: инструмент может быть открыт и перекачивать жидкости быстрее, не подвергая при этом пласт избыточному давлению. Расскажите о Ваших последних успехах в России? Из недавних успешных проектов в России можно назвать работу в Усинском районе с крупной нефтяной компанией, где мы смогли успешно сэкономить время и деньги для компании. DSI была куплена компанией Schoeller Bleckmann пару лет назад. Что это означает для ваших региональных клиентов?

What is your most recent success in Russia? Our most recent success in Russia is working in the Usinsk area of Russia for a major Oil Company, and seeing where we were able to be successful in saving both time and money for the company. DSI was brought by Schoeller Bleckmann a couple of years ago, what does this mean for your regional clients? Being bought by Schoeller/Bleckmann gave us a much larger base of operations, and we were able to offer a more complete service for our tools. Quality is a large factor in our operations. You travel throughout Russia extensively, but what is your favourite part of the country? Without a doubt, it is Siberia. It is the centre of the Russian Oil business, and is exciting and vibrant. What do you like most about Russia?

Покупка компании позволила нам расширить производственную базу и предлагать клиентам более полный комплекс услуг для наших инструментов. Качество имеет огромную значимость в нашей работе. Вы много ездите по России, а где вам нравится больше всего? Без сомнения, в Сибири. Это центр российского нефтяного бизнеса, регион яркий и волнующий. Что вам больше всего нравится в России? Люди - за позитивное отношение, дружелюбность и готовность помочь. Когда я приехал в Россию в первый раз, было сложно из-за незнания языка и славянского алфавита. Теперь, когда я немного знаю русский, стало много проще. Каким вам видится развитие российского нефтегазового рынка в ближайшие годы?

The people because of their positive attitude, but also their friendliness and helpfulness. When I first went to Russia, it was difficult because of not only the language but the written Cyrillic. Now I have little of both, it is much easier. How do you see the Russian O&G market developing in the next few years? The Russian Oil and Gas market will grow because it has to. The more Russia can become self-sufficient in resource, the easier it will be. New technology has to be embraced by the Russian Oil companies, to reduce the cost of both Drilling and Production. Obviously there is a requirement to enhance or retire some of the older equipment, and Joint Ventures between some of the Rig and Equipment Manufacturers is paramount, so that there is input from the purchaser as to the requirement of the Russian Oil and Gas Market.

Российский нефтегазовый рынок будет расти, иначе и быть не может. Чем более независимой Россия будет в обеспечении ресурсами, тем будет легче. Чтобы сократить стоимость и разведки, и добычи, российским нефтяным компаниям необходимо внедрять новые технологии. Безусловно, есть необходимость модернизации или замены устаревающего оборудования, и совместные предприятия с производителями буровых установок и оборудования имеют большую важность: это помогает учитывать специальные требования покупателей российского нефтегазового сектора. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 115

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.21

p.81

p.20

abb.ru

n-g-k.ru

tektech.ru

p.33

p.25

p.47

hardbanding.com

nov.com

tenaris.com

p.43

p.49

p.07

bakerhughes.com

oilcentre.com

terceloilfield.com

p.27

p.19

p.17

dsi-pbl.com

pakersplus.com

tescocorp.com

p.87 & p.101

p.73 p.77

p.31

eage.ru

rpi-conferences.com

tmk-group.ru

p.29

p.45

p.35

flexsteelpipe.com

slb.com

triumphrigparts.com

p.05 p.69

p.ifc

obc p.51

fmctechnologies.com

sbdr.ru

vanoord.com

p.04

p.09

p.11

hardbandingsolutions.com

siemens.com/energy

welltec.com

p.15

p.89

p.111

mccoyglobal.com

arcticoilgas.com

rdcr.net

116 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 117

Морское мастерство

Обустройство морских нефтегазовых месторождений “Морское мастерство” - в этих двух словах выражается наш энтузиазм и увлеченность своим делом: мы

Дноуглубительные работы

Морская ветроэнергетика

предоставляем подрядные услуги в области дноуглубительных работ и морского строительства по всему миру, используя передовые инновационные методы для решения Ваших задач. Наши сотрудники, в распоряжении которых большой флот разнообразных судов, специализируются в области дноуглубления, морских инженернопроектных работ и работ на шельфе (обустройство нефтегазовых месторождений и ветроэнергетика).

www.vanoord.com

Dredging and Marine Contractors ROGTEC 118