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

Тяжелая нефть: раскрытие потенциала

Heavy Oil: Unzipping the Potential

See us at MIOGE Stand F642

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Tel:

+34 952 880 952

Fax: +34

952 904 230

Suite 4, 10th Floor, ICC, 2a Main Street, PO Box 516, Gibraltar РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ - EDITORIAL +34 952 880 952 editorial@rogtecmagazine.com Шеф-редактор Ник Лукан Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@themobiusgroup.com Член редакционо-издательского совета В.Н.Манырина Editorial Advisory Board Vyacheslav Manyrin info@rosing.ru ОТДЕЛ РЕКЛАМЫ - SALES +34 952 886 593 sales@rogtecmagazine.com Директор по продажам Даг Робсон Sales Director Doug Robson doug.robson@rogtecmagazine.com ВЕРСТКА И ДИЗАЙН - PRODUCTION / DESIGN +34 952 904 229 saul.haslam@rogtecmagazine.com Креативный дизайн Саул Хаслам Creative Design Saul Haslam saul.haslam@rogtecmagazine.com УСЛОВИЯ ПОДПИСКИ: ROGTEC могут получать по свободной подписке лица, принимающие активное участие в таких секторах нефтегазового комплекса, как разведка и разработка месторождений, бурение, добыча и транспортировка углеводородного сырья в Российской Федерации и в других прикаспийских странах, включая Казахстан, Азербайджан, Туркменистан и Узбекистан. Стоимость платной годовой подписки в Европе составляет €45, в Северной Америке - €75, в других регионах мира - €100.

Чем славится компания Enersul? Конечно, своей продукцией, вот уже более 30 лет воплощающей в себе лучшие мировые стандарты. Конечно, непревзойденным качеством послепродажного обслуживания. И конечно, своими перспективными разработками, благодаря которым наша продукция удовлетворяет самым строгим требованиям заказчиков. Идя навстречу их пожеланиям, мы создали первую в мире малогабаритную установку грануляции серы — новую модель GX3™. Она настолько компактна и легкотранспортабельна, что поставляется почти полностью в собранном виде, и уже через несколько дней после начала монтажа готова к эксплуатации. Итак, перед вами — новая модель GX3™, самая последняя (и самая компактная) технологическая разработка компании Enersul. Эта установка позволит существенно уменьшить затраты на строительство и эксплуатацию. Неплохая новость, не правда ли?

всегда в авангарде отрасли!

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от Mobius Group. ROGTEC is available on a free subscription basis to individuals actively involved in the exploration/drilling/production and pipelining sectors both in the Russian Federation and the following countries surrounding the Caspian sea: Kazakhstan, Azerbaijan, Turkmenistan and Uzbekistan. Subscription is available throughout Europe @ €45 per year, North America @ €75 per year and the rest of the world @ €100 per year. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from the Publishers.

ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ASSET INTEGRITY MANAGEMENT Technical assurance and consulting company Germanischer Lloyd (GL), headquartered in Hamburg, has been rapidly developing its Oil & Gas, Renewables and Industrial Inspection businesses worldwide and has plans to expand further. GL provides technical assurance engineering, risk, safety and asset management, industrial inspection and consulting services through a global network of over 208 offices. We have intelligently applied our engineering expertise, domain knowledge and many years of experience in upstream, midstream and downstream oil and gas, petrochemicals and power generation to develop a lifecycle-oriented asset integrity management solution.

155_NS 21.04 2009

This lifecycle approach to asset integrity management (AIM) covers every stage from pre-FEED, FEED, design, fabrication and construction through operations, maintenance and life extension to abandonment and decommissioning. The objective of our lifecycle AIM solution is to ensure that operationally critical elements remain fit-for-purpose throughout an asset’s lifecycle.

Germanischer Lloyd Industrial Services GmbH Steinhöft 9, 20459 Hamburg Germany Phone: +49 40 36149-777 oilandgas@gl-group.com

GL Industrial Services UK Ltd Holywell Park, Loughborough Leicestershire, LE11 3GR, UK Phone: +44 1509 282000 oilandgas@gl-group.com

ROGTEC

Содержание Contents Выпуск 17

Issue 17

Управление данными – ключ к эффективной разведке и освоению запасов Data Management at TNK-BP

Реактивно-акустическая технология: обнаружение продуктивных пластов Reactive Acoustic Technology – Hitting the Payzone

Ћпределение рисков при бурении скважин и учет неопределенностей геологических моделей Drilling Risk Assesment at the Vankor Field

Журнал Rogtec беседует о БОВ с «тяжеловесами» отрасли ROGTEC Talks ERD with the Industry Heavyweights

Обзор вопросов эксплуатации установок ЭЦНх ESP´s: Overview and Operation

8 ROGTEC

2224 www.rogtecmagazine.com

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

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

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

www.auma.ru www.rogtecmagazine.com

Содержание Contents Выпуск 17

Issue 17

«Компания «Salym Petroleum» обсуждает используемые ею практические методы работы со скважиной на месторождении» SPD Update - Well Reservoir Management

Технологии циклической закачки растворителя для извлечения тяжелой нефти Heavy Oil Recovery - Cyclic Solvent Injection

Интервью журнала Rogtec с Клавдией Родионовой, генеральным менеджером российского отделения Общества инженеров-нефтяников (SPE) ROGTEC Talks to Claudia Rodionova; General Manager, SPE

82 92

Сварка и монтаж трубопроводов (часть 2): контроль качества сварки Pipeline Welding Part 2 – Quality Control

106

Новости News

24 10 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

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

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

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

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

qÍÁÏÄËÄÌÌÚÄ ÑÏÒÀÌÚÄ ÑÄÔÌÍÊÍÂÇÇ mÍÁ¿ÑÍÏÐÉÇÄ ÏÄ×ÄÌÇ¾

www.tenaris.com/tenarishydril

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 11

How do you reach 99% of your target audience in the FSU? By advertising in ROGTEC Magazine! Please contact +34 952 880952 or sales@rogtecmagazine.com for more information, or visit:

www.rogtecmagazine.com

КОЛОНКА ШЕФРЕДАКТОРА Уважаемые читатели, Прошел год со времени выставки «Нефть и газ 2008», год – со времени начала собственно глобального кризиса и 11 месяцев – с того времени, когда нам довелось стать свидетелями головокружительно высокой стоимости нефти в 147 долларов. При исчисляемых триллионами затратах, сделанных в целях возвращения устойчивости нашему общему кораблю, серьезных признаков возрождения сектора нам пока увидеть не удалось, а скорее довелось достигнуть дна неуверенности, которая сковала рынки в последние несколько месяцев. Когда статья должна была пойти в печать, стоимость нефти достигла уровня 60 долларов - цифры магической, по мнению некоторых неофициальных источников в среде крупных национальных нефтяных компаний в России. Как я уже упоминал в ноябре в моей заметке для журнала «ROGTEC» за номером 15, цены на нефть всегда стремятся к падению во время глобальной рецессии, но умные капиталовложения идут по пути медленного, но уверенного роста в направлении разумной цены за баррель. Действительно, не смотря на текущую обстановку, российские операторы благоразумно продолжают вкладывать инвестиции за пределами федерации. «Сургутнефтегаз» недавно приобрел долю участия в 21 процент в магистральном нефтепроводе Венгрии у австрийской группы «OMV» на сумму в 1,4 миллиарда евро, сообщается, что «TNK-BP» рассматривает вопрос о приобретении компании «Жайкмунай», зарегистрированного на лондонской фондовой бирже производителя, расположенного в Казахстане. «Жайкмунай» производит 8 500 баррелей нефти в сутки на месторождении Чинаревское в западном Казахстане. В настоящее время «TNK-BP» не располагает активами по разведке и добыче в Казахстане и совместно с «ЛУКОЙЛОМ» и «Роснефтью» – двумя российскими большими нефтяными компаниями с серьезным участием в регионе – рассматривает данное пространство для наращивания своей деятельности по слиянию и поглощению в бывшей советской республике. За пределами Европы, в середине апреля было достигнуто соглашение между правительствами России и Ирака, которое позволит российским нефтяным компаниям возобновить довоенные контракты в этой стране Персидского залива. Это могло бы дать шанс компании «Татнефть» на возобновление переговоров по разработке двух блоков в западной пустыне Ирака, а также компании «ЛУКОЙЛ» на восстановление ее контракта 1997 года на разработку месторождения «Западная Курна-2» на условиях соглашения о разделе продукции. Возвращаясь к данному выпуску, мы имеем нашу обычную

12 ROGTEC

передовицу, представляющую собой смесь из тем, задаваемых операторами; «TNK-BP» рассматривает вопрос о том, как экспоненциальный рост потока данных становится серьезной проблемой в нефтегазовом секторе в целом, и когда до 75 % данных компании хранится на магнитной ленте в единственном экземпляре, требуются новые решения по хранению данных и управлению ими для того, чтобы гарантировать защиту от потерь данных в будущем. Компания «TNK-BP» делает обзор своего нового центра обработки данных в Тюмени, а также рассматривает те меры, которые она предпринимает в целях обеспечения надёжности хранения и безопасности данных и для эффективного управления ими. В том, что касается сферы бурения, мы собрали ведущие отраслевые специализированные компании для обсуждения их мнений и технологий по бурению с увеличенным отклонением от оси скважины. Данный вид бурения в настоящее время используется с большой эффективностью на различных месторождениях в регионе и с ценой нефти, поднимающейся до разумного уровня, и после доработки данной технологии можно ожидать еще больших успехов. «Роснефть» изучает вопросы оценки риска во время разведочного бурения на Ванкорском месторождении; компания СПД решает задачи, связанные с контролем и регулированием разработки залежей, а «Стройтрансгаз» занимается изучением технологий, применяемых для выполнения сварочных работ при строительстве трубопроводов. Мы же специализируемся на технологиях добычи тяжелой нефти, тем более, что в соответствии с прогнозом ряда исследователей, в ближайшем будущем в мире будет ощущаться нехватка легкодоступной нефти. На стр. 20 and 82 рассказывается о новейших технологиях, разрабатываемых в Канаде и России с целью решения этой проблемы. Итак, я надеюсь, что всем Вам понравится данный выпуск, и, как всегда, нас ожидает плотный выставочный график, и мы с нетерпением ожидаем увидеть Вас всех на грядущих выставках «Нефть и газ Каспия» (Caspian Oil and Gas) и «Нефть и газ 2009» (MIOGE)!

Ник Лукан Шеф-редактор издания nick.lucan@themobiusgroup.com www.rogtecmagazine.com

На все случаи жизни...

Многофункциональный снаряд компании BJ Services Дефекты «потери металла», деформация, механические повреждения и данные инерциальной системы ориентации и навигации. Хотелось бы иметь универсальное технические решение для одновременной регистрации всех этих данных? Система дефектоскопии методом рассеяния магнитного потока VECTRA™ компании BJ Services обеспечивает точный учет дефектов «потери металла», деформаций и механических повреждений и координат всех дефектов в системе GPS. Для контроля газопроводов выпускаются модификации снарядов VECTRA с активными средствами регулирования скорости и системой байпасирования газа, позволяющими оптимизировать скорость перемещения снаряда и качество данных дефектоскопии. В реальном мире. На мировом уровне. В мировом масштабе. www.bjservices.com

Завершена установка нового ВПУ на месторождении Дон в британском секторе Северного моря.

EDITORS NOTE Dear Readers, A year since NEFTEGAZ, a year since the start of the global crisis proper and 11 months since we saw the giddy heights of 147 dollar oil. With Trillions having been spent to steady the collective ship, we have not so much seen the green shoots of recovery, but a bottoming out of the lack of confidence that has plagued the markets in recent months. At the time of going to press, oil had hit 60 bucks, the magical number according to some unofficial sources at the large NOC’s in Russia. As I mentioned back in November in my note for ROGTEC issue 15, the oil price was always going to drop in a global recession, but the smart money was on a slow but steady increase to a sensible barrel price. Indeed, despite the current climate Russian operators have been keenly investing outside of the federation. Surgutneftegaz recently acquired a 21 percent stake in Hungary’s MOL from Austria’s OMV for 1.4 billion euros, TNK-BP is reported to be considering the acquisition of Zhaikmunai, a London listed producer based in Kazakhstan. Zhaikmunai produces 8,500 barrels of oil per day at the Chinarevskoye field in western Kazakhstan. Presently TNK-BP does not have upstream assets in Kazakhstan and with LUKOIL and Rosneft two Russian majors heavily involved in the region, watch this space for more TNK-BP M&A activity in former Soviet Republic. Outside of Europe, in mid-April an agreement was reached between the governments of Russia and Iraq that would allow Russian oil companies to revive pre-war contracts in the Gulf state. This could give a chance to Tatneft to resume negotiations on developing two blocks in Iraq ’s western desert and to LUKOIL to reinstate its 1997 contract to develop the West Qurna-2 field under PSA terms.

sector as a whole, and with up to 75% of their company data being stored on single copy magnetic tape, new data storage and management solutions are needed to ensure there is no future data loss. On the drilling front, we have gathered the industry’s leading service companies to discuss their opinions and technology on extended reach drilling. ERD is now being used to great effect on various fields in the region and with the price of oil climbing to a reasonable level, expect to see more on this technology adaptation. We have Rosneft looking at risk assessment during exploratory drilling at the Vankor field, SPD looking at Well Reservoir Management and Stroytransgaz looking at what technology they are using for their pipeline welding activities. With some experts predicting an impending shortage of easy oil, our special feature is heavy oil recovery, so turn to pages 20 and 82 to see the latest technologies being developed in Canada and Russia to tackle this industry challenge. I hope you all enjoy this issue and, as always, I appreciate your feedback. We also have a busy show schedule coming up and look forward to seeing you all at the upcoming Caspian Oil and Gas exhibition and MIOGE.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

Back to this issue, we have our usual blend of operator led editorial; TNK-BP look at how exponential data growth is becoming a serious issue in the oil and gas

1 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Providing Cost Effective Well Intervention Solutions in Highly Deviated & Horizontal Environments Aker Well Service Provides: The shortest DC tractor on the market Cased hole logging services Coiled tubing services Perforating services Pumping services Pipeline services Slickline services E-line services

Caspian Service Center

www.akersolutions.com/wellservice www.rogtecmagazine.com

Baku, Azerbaijan

ИТ

Управление данными:

ключ к эффективной разведке и освоению запасов

Data Management:

The Key to Effective Exploration and Development Олег Бантюков

Павел Потапов

(ONBantyukov@tnk-bp.com), начальник отдела управления качеством данных, Департамент ИТ и БД, ТННЦ

(PAPotapov@tnk-bp.com), и.о. начальника отдела архивных систем, Департамент ИТ и БД, ТННЦ

Oleg Bantyukov

Pavel Potapov

(ONBantyukov@tnk-bp.com), Data Quality Improvement Section Head, IT and Database Dept., TNNC

(PAPotapov@tnk-bp.com), Acting Head of Archive Systems Section, IT and Database Dept., TNNC

Стратегия ТNК-ВР в области геологоразведки и добычи ориентирована на применение новейших технологий, позволяющих перевести огромные ресурсы Компании в категорию доказанных запасов. Инвестиции Компании в сейсмические исследования должны быть обеспечены решениями, позволяющими надежно хранить информацию, а инвестиции в геологоразведку – решениями, способными гарантировать достоверность данных и оперативный доступ к ним.

озданием качественной системы управления данными в ТНК-ВР занимается Организация по управлению геологоразведочными и геологогеофизическими данными Тюменского нефтяного научного центра (ТННЦ). Сегодня она объединяет все информационные потоки геологоразведочных и геолого-промысловых данных Компании и обслуживает запросы всех Производственных и Бизнес-единиц ТNК-BP. Специалисты Организации успешно предоставляют всем заинтересованным пользователям подразделений Компании более 40 различных сервисов по работе с корпоративными базами и архивами геологоразведочных и геологогеофизических данных. Создание архива сейсмоданных ТНК-ВР Одной из приоритетных задач специалистов по управлению данными ТННЦ является создание архива сейсмических данных Компании. Сейчас они хранятся в Департаменте информационных технологий и баз данных (ИТ и БД) ТННЦ на специально выделенном дисковом массиве объемом 500 Гб, а также в системе управления документами и материалами по

16 ROGTEC

TNK-BP’s strategy for exploration and production is focused on the application of new technology to turn the Company’s huge resources into proven reserves. TNK-BP’s investment into seismic should be supported by solutions ensuring secure information storage, and investment into exploration should be supported by solutions ensuring data reliability and accessibility.

ata Management Organization of Tyumen Petroleum Research Center (TNNC) is in charge of developing a quality data management system in TNK-BP. Today, it manages all exploration and production data flows within the Company and supports all TNK-BP’s Performance and Business Units. The Organization provides over 40 various services on corporate exploration and geological and geophysical (G&G) databases and archives to users from all subdivisions of the Company.

Creating TNK-BP Seismic Archive One of the priority tasks for the TNNC data management specialists is to develop a corporate seismic archive. The seismic data is currently stored in IT and Database Dept., TNNC, on a specially allocated 500 GB disc array, as well as in PCMS seismic data management system. However these recourses are not sufficient, and up to 75 percent of the information is stored on single-copy magnetic tapes. In standard conditions, these records loose their properties after five to seven years of storage. Thus, in several years the Company may loose up to 25 percent of the acquired seismic data if it does not provide the right storage conditions. Moreover, data volume increase, random data storage on multiple media, data duplicating and lack of a consolidated corporate storage system hampers efficient www.rogtecmagazine.com

IT Ń ĐľĐšŃ ĐźĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đź ĐżĐ°Ń&#x20AC;Ń&#x201A;Đ¸Ń?Đź PCMS. Đ?Đž ĐžĐąŃ&#x160;ĐľĐźĐ° Ń?Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x2026; Ń&#x20AC;ĐľŃ Ń&#x192;Ń&#x20AC;Ń ĐžĐ˛ Đ˝ĐľĐ´ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;Đ˝Đž â&#x20AC;&#x201C; Đ´Đž 75% Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Ń&#x2026;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝Đ¸Ń&#x201A;Ń Ń? Đ˝Đ° ĐźĐ°ĐłĐ˝Đ¸Ń&#x201A;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐťĐľĐ˝Ń&#x201A;Đ°Ń&#x2026; Đ˛ ĐľĐ´Đ¸Đ˝Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐź Ń?ĐşĐˇĐľĐźĐżĐťŃ?Ń&#x20AC;Đľ. Đ&#x2019; ĐžĐąŃ&#x2039;Ń&#x2021;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń&#x192;Ń ĐťĐžĐ˛Đ¸Ń?Ń&#x2026; Ń&#x2021;ĐľŃ&#x20AC;ĐľĐˇ ĐżŃ?Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń ĐľĐźŃ&#x152; ĐťĐľŃ&#x201A; Ń?Ń&#x201A;Đ¸ ĐˇĐ°ĐżĐ¸Ń Đ¸ Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ń?Ń&#x17D;Ń&#x201A; Ń Đ˛ĐžĐ¸ Ń Đ˛ĐžĐšŃ Ń&#x201A;Đ˛Đ°. Đ˘Đ°ĐşĐ¸Đź ĐžĐąŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐžĐź, ĐąĐľĐˇ Ń ĐžĐˇĐ´Đ°Đ˝Đ¸Ń? Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźŃ&#x2039;Ń&#x2026; Ń&#x192;Ń ĐťĐžĐ˛Đ¸Đš Ń&#x2026;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń? Ń&#x2021;ĐľŃ&#x20AC;ĐľĐˇ Đ˝ĐľŃ ĐşĐžĐťŃ&#x152;ĐşĐž ĐťĐľŃ&#x201A; Đ&#x161;ĐžĐźĐżĐ°Đ˝Đ¸Ń? ĐźĐžĐśĐľŃ&#x201A; ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ń?Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ´Đž 25% Đ˝Đ°ĐşĐžĐżĐťĐľĐ˝Đ˝ĐžĐš Ń ĐľĐšŃ ĐźĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐš Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸. Đ&#x161;Ń&#x20AC;ĐžĐźĐľ Ń&#x201A;ĐžĐłĐž, Ń&#x20AC;ĐžŃ Ń&#x201A; ĐžĐąŃ&#x160;ĐľĐźĐ° Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸, ĐąĐľŃ Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźĐ˝ĐžĐľ Ń&#x2026;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝ĐľĐ˝Đ¸Đľ Đ˝Đ° ĐźĐ˝ĐžĐłĐžŃ&#x2021;Đ¸Ń ĐťĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ˝ĐžŃ Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ?Ń&#x2026;, Đ´Ń&#x192;ĐąĐťĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đľ Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026;, Đ° Ń&#x201A;Đ°ĐşĐśĐľ ĐžŃ&#x201A;Ń Ń&#x192;Ń&#x201A;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ¸Đľ ĐľĐ´Đ¸Đ˝ĐžĐš ĐşĐžŃ&#x20AC;ĐżĐžŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝ĐžĐš Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźŃ&#x2039; Đ¸Ń&#x2026; Ń&#x2026;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ˝Đľ ĐżĐžĐˇĐ˛ĐžĐťŃ?ĐľŃ&#x201A; Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃ&#x152;ĐˇĐžĐ˛Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Ń&#x17D; Ń?Ń&#x201E;Ń&#x201E;ĐľĐşŃ&#x201A;Đ¸Đ˛Đ˝Đž Đ¸ Ń ĐžĐˇĐ´Đ°ĐľŃ&#x201A; Đ´ĐžĐżĐžĐťĐ˝Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Đľ Ń&#x20AC;Đ¸Ń ĐşĐ¸ ĐľĐľ ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Đ¸. ĐŃ&#x201A;Đ¸ ĐžĐąŃ Ń&#x201A;ĐžŃ?Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ° ĐžĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐľĐťĐ¸ĐťĐ¸ Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Ń ĐžĐˇĐ´Đ°Đ˝Đ¸Ń? ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ Đ˝ĐžĐš ĐžĐąŃ&#x2030;ĐľĐ´ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x192;ĐżĐ˝ĐžĐš Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸ĐžĐ˝Đ˝ĐžĐš Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźŃ&#x2039; ĐżĐž Ń&#x192;ĐżŃ&#x20AC;Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Đ¸Ń&#x17D; Ń ĐľĐšŃ ĐźĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸ĐźĐ¸ Đ´Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;ĐźĐ¸ Đ¸ Ń&#x2026;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń&#x17D; ĐżĐľŃ&#x20AC;Đ˛Đ¸Ń&#x2021;Đ˝ĐžĐš Ń ĐľĐšŃ ĐźĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐš Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Đ¸ Ń&#x20AC;ĐľĐˇŃ&#x192;ĐťŃ&#x152;Ń&#x201A;Đ°Ń&#x201A;ĐžĐ˛ ĐľĐľ Đ¸Đ˝Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;ĐżŃ&#x20AC;ĐľŃ&#x201A;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸. Đ&#x2019; Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2021;ĐľĐ˝Đ¸Đľ ĐżĐžŃ ĐťĐľĐ´Đ˝Đ¸Ń&#x2026; Đ´Đ˛Ń&#x192;Ń&#x2026; ĐťĐľŃ&#x201A; Đ˛ Đ˘Đ?Đ?ĐŚ ĐąŃ&#x2039;ĐťĐ° ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐ˛ĐľĐ´ĐľĐ˝Đ° ĐąĐžĐťŃ&#x152;Ń&#x2C6;Đ°Ń? Ń&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A;Đ° ĐżĐž Ń ĐžĐˇĐ´Đ°Đ˝Đ¸Ń&#x17D; Đ¸ ĐžŃ Đ˝Đ°Ń&#x2030;ĐľĐ˝Đ¸Ń&#x17D; Ń ĐľĐšŃ ĐźĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐłĐž Đ°Ń&#x20AC;Ń&#x2026;Đ¸Đ˛Đ° Đ&#x161;ĐžĐźĐżĐ°Đ˝Đ¸Đ¸, ĐžŃ&#x201A;ĐşŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Ń&#x201A;Đ¸Đľ ĐşĐžŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐłĐž ĐžĐśĐ¸Đ´Đ°ĐľŃ&#x201A;Ń Ń? Đ˛ 2009 ĐłĐžĐ´Ń&#x192;. Đ&#x203A;ĐľŃ&#x201A;ĐžĐź 2008 ĐłĐžĐ´Đ° ĐąŃ&#x2039;ĐťĐž ĐżŃ&#x20AC;Đ¸Đ˝Ń?Ń&#x201A;Đž Đ˛ Ń?ĐşŃ ĐżĐťŃ&#x192;Đ°Ń&#x201A;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Ń&#x17D; ĐˇĐ´Đ°Đ˝Đ¸Đľ

work with the information and creates the additional risk of data loss. These all dictated the necessity to develop a comprehensive shared information system to manage the seismic data and store primary seismic information and the results of its interpretation. Over the last two years, TNNC has made major efforts to create and equip the Companyâ&#x20AC;&#x2122;s seismic archive which is to start working in 2009. In summer 2008, a core storage facility was commissioned; it is now being equipped â&#x20AC;&#x201C; racks have been purchased to store the seismic data storage media (Fig. 1), their installation is planned for the next spring. Furthermore, terms of reference have been developed and approved to create an indexing system for the seismic data storage media. It is planned to begin its installation in December 2008. After that, the storage media will be marked and indexed. The system will provide for the opportunity to identify the location of the required data in 3D mode showing the numbers of the room and the shelf. In January, a hardware and software complex will be shipped from Finland which will help expand the disc space for data storage and provide backup. In 2009, it is planned to equip the seismic data storage with a ventilation and humidification system to ensure reliable and longterm media storage, complete the data indexation, and arrange a centralized system for initial seismic data storage media search and complete the media bar-coding.

Ç&#x2020;Ç&#x2021;Ç&#x2026;Ç&#x2C6;Ç&#x2030;Ç&#x2026;Ç&#x2030;Ćś Ç&#x201D;Ç&#x2039;Ç&#x2039;ĆťÇ Ç&#x2030;ĆżĆ¸Ç&#x201E;Ç&#x2026;Ç&#x2C6;Ç&#x2030;Ç&#x201C; Ç&#x201E;ĆśĆşĆťĆ˝Ç&#x201E;Ç&#x2026;Ç&#x2C6;Ç&#x2030;Ç&#x201C; ÄłĹ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2014;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x; :>,33-0? Ĺ?Ĺ&#x152;Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x152;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2014;Ĺ˘Ĺ&#x2013; Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E; Ĺ?Ĺ&#x152;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2019;Ĺ? Ĺ&#x201D;Ĺ&#x;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x201D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2039;Ĺ&#x2026;Ĺ&#x2014;Ĺ&#x2122;Ĺ&#x201E;Ĺ˘Ĺ?Ĺ&#x152;Ĺ&#x2122; ĹĄĹ?Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2019;Ĺ?Ĺ&#x2030;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2020; Âś Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E;Ĺ?Ĺ&#x152;Ĺ&#x203A;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019; Ĺ&#x2020; Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2019; Ĺ&#x160;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x2020;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2030;Ĺ?ĹŁ Ĺ&#x201C;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x153;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x201C;Ĺ&#x2019; Ĺ&#x201D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2039;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2026;Ĺ?Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;Ĺ˘ Ĺ&#x201C;Ĺ?Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2020; Ĺ&#x152; Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ?Ĺ˘ Ĺ&#x201C;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2019;ĹŁĹ&#x2020;Ĺ?Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;Ĺ? Ĺ&#x2020; Ĺ&#x201C;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x161;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x2026;Ĺ&#x2014;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;ĹŁ Ĺ&#x2020; Ĺ&#x2021;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2039;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x201E;Ĺ?Ĺ Ĺ&#x2018;Ĺ&#x;Ĺ&#x2122; Ĺ&#x152; Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x152;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x201E;Ĺ?Ĺ Ĺ&#x2018;Ĺ&#x;Ĺ&#x2122; Ĺ&#x2022;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x160;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2122; ÄŽĹ&#x2019;Ĺ?Ĺ&#x201C;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;ĹŁ Ĺ&#x201C;Ĺ&#x2019;Ĺ?Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2021;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2013; Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x152;Ĺ? Ĺ&#x17D;Ĺ?Ĺ&#x152;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x201E;Ĺ? Ĺ&#x2039;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x203A;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2030;Ĺ?Ĺ Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019; Ĺ&#x201C;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2013;Ĺ ĹĄĹ&#x17D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019;Ĺ?Ĺ&#x152;Ĺ&#x203A;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2014;Ĺ˘ ĹĄĹ&#x2DC;Ĺ&#x2DC;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ Ĺ&#x201C;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2039;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x201E; Ĺ&#x2039;Ĺ&#x201E; Ĺ&#x2022;Ĺ&#x203A;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2013; Ĺ&#x201C;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x;Ĺ&#x153;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;ĹŁ Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2026;Ĺ&#x;Ĺ&#x203A;Ĺ&#x152; Ĺ&#x152; Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;Ĺ&#x160;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;ĹŁ Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x201C;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x201E; ÄĽĹ&#x2019;Ĺ?Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;Ĺ? Ĺ&#x2020;Ĺ&#x;Ĺ&#x201C;Ĺ&#x2019;Ĺ?Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x;Ĺ&#x2122; Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E; Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2021;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2018;ĹŁĹ&#x153;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;Ĺ? Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ Ĺ&#x2020; Ĺ&#x2022;Ĺ&#x201E;Ĺ?Ĺ&#x;Ĺ&#x2122; Ĺ&#x201D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2039;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2026;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2039;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x;Ĺ&#x2122; Ĺ&#x2014;Ĺ&#x2022;Ĺ?Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x152;ĹŁĹ&#x2122; Ĺ&#x17D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x17D; Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E; Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2014;Ĺ&#x153;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x2013;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x17D; Ĺ&#x152; Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E; Ĺ?Ĺ&#x2019;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x152; Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2014;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;Ĺ? Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2030;Ĺ?Ĺ Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019; Ĺ&#x17D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x203A;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x201E; Ĺ&#x201E; Ĺ&#x2013;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x160;Ĺ&#x2030; Ĺ&#x201C;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x152;Ĺ&#x203A;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x152; Ĺ&#x201C;Ĺ&#x2019;Ĺ?Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E;ĹŁ Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x160;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2030;Ĺ?Ĺ&#x201E;Ĺ˘Ĺ&#x2013; :>,33-0? Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x;Ĺ? Ĺ&#x2020;Ĺ&#x;Ĺ&#x2026;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ? Ĺ&#x2C6;Ĺ?ĹŁ Ĺ&#x201D;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2039;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2026;Ĺ?Ĺ&#x2030;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x152;ĹŁ Ĺ&#x201C;Ĺ?Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2020; ÄłĹ&#x201D;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x201E; ĹĄĹ&#x2DC;Ĺ&#x2DC;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2013;Ĺ&#x152;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ Ĺ&#x2018;Ĺ&#x201E;Ĺ&#x2C6;Ĺ&#x2030;Ĺ&#x160;Ĺ&#x2018;Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x2013;Ĺ Âś :>,33-0?

63($. 72 (;3(576 6:(//),; &20 Ä°Ĺ&#x2019;Ĺ&#x2022;Ĺ&#x17D;Ĺ&#x2020;Ĺ&#x201E; L_[ PUMV'Z^LSSĂ&#x201E; _ JVT

ИТ кернохранилища, сегодня ведутся работы по его оборудованию и оснащению: уже закуплены стеллажи для хранения физических носителей сейсмической информации (Рис. 1), монтаж которых запланирован на весну. Кроме того, разработано и утверждено техническое задание по разработке системы индексации носителей сейсмических данных, установку которой планируется начать в декабре 2008 года, после чего будет проведена тестовая маркировка и индексация носителей. Система позволит пользователям определять местонахождение необходимой информации в формате 3D с точностью до номера комнаты и полки. В январе из Финляндии будет доставлен аппаратно-программный комплекс, который позволит увеличить дисковое пространство для хранения данных, а также предоставит возможность резервного копирования. В 2009 году планируется обеспечить хранилище сейсмической информации системой вентиляции и увлажнения для надежного и долгосрочного хранения физических носителей, закончить индексацию хранимых данных, а также организовать централизованную систему поиска исходных носителей сейсмических данных и завершить их штрих-кодирование. Качество данных = качество работ Еще одним приоритетным направлением работы в области управления данными является обеспечение качества геолого-геофизических данных. Отсутствие соответствующих процессов на предприятиях Компании сказывалось как на полноте и качестве информации, так и на оперативности ее поступления в корпоративный банк данных (КБД). Несогласованность информационных потоков породила массу дублирующей информации – как исходной, так и интерпретированной, – что привело к необходимости бурения вторых, пилотных и боковых стволов и необоснованным расходам Компании. На полноте и качестве данных отрицательно сказывается отсутствие у специалистов ПЕ эффективного инструмента проверки и визуализации поступающей от подрядных организаций оперативной геолого-геофизической информации. Поэтому основной задачей Организации по управлению данными ТННЦ в этой области является разработка инструментов и программных продуктов, позволяющих контролировать качество и достоверность загружаемой в КБД информации. Этим занимается отдел по управлению качеством данных, входящий в состав Департамента ИТ и БД ТННЦ.

18 ROGTEC

Рис. 1 Стеллажи для хранения физических носителей сейсмической информации Fig. 1 Racks for Seismic Data Storage Media Data Quality Means Operations Quality Another priority in data management is to ensure the quality of the G&G data. The lack of appropriate processes in the Company’s PUs impacted data quality and integrity, as well as delayed its download into the Corporate Database (CDB). The inconsistency of information flows caused massive duplication both for the initial information and the interpretation results which resulted in the need for sidetracking and pilot drilling as well as causing unjustified expenses for the Company. Data quality and integrity is negatively affected by the fact that PU specialists do not have a tool to check and visualize operational G&G data coming from the contractors. That is why the key objective for TNNC Data Management Organization, in this field, is to develop tools and software to control the quality and reliability of the information downloaded into the CDB. Data Quality Improvement Section within TNNC IT and Database Dept. is in charge of this work. The Section initiated the development of software to convert unstructured G&G and exploration and production data into the Company’s standard format and provided it to the contractors in geophysical studies. For the first time ever, the Company has developed regulations for the submitted data and the tools to convert the data into the desired format. Thus, File Inkl View includes a standard algorithm to calculate directional survey parameters based on toolmeasured parameters, such as depth, angle and azimuth; average angle method is used to calculate trajectory. The VDL (variable density log) Converter is used to convert unstructured files containing cementing quality findings into structured WDEF files. Another tool, PGIS (Development Logging) Converter, converts unstructured files containing well log control findings into structured WDEF files. Templates for the created files are generated based on appropriate Corporate Technical Standards. www.rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

ИТ Специалисты отдела инициировали разработку программ по преобразованию неструктурированной геолого геофизической и геолого-промысловой информации в стандартный для Компании формат и предложили их для использования в подрядных геофизических предприятиях. Впервые в истории Компании разработаны требования к предоставляемой информации и необходимый набор инструментов, позволяющих перевести данные в нужный формат. Так, в программе File Inkl View заложен стандартный алгоритм расчета параметров инклинометрии на основе замерных приборных параметров – глубины, угла, азимута; для расчета траектории заложен метод средних углов. Программа «ФКД-конвертер» предназначена для преобразования неструктурированных файлов заключений по качеству цементирования в структурированные файлы WDEF-формата. Еще один инструмент – «ПГИС-конвертер» – позволяет преобразовывать в структурированные файлы WDEF-формата неструктурированные файлы заключений по ГИС-контролю. Шаблоны создаваемых файлов формируются на основе соответствующих Технических стандартов Компании.

An effective tool was developed for PU specialists to evaluate input data quality based on certain criteria and visualize the acquired data in 3D mode. File Inkl View is designed for directional survey data (Fig. 2). When analyzing the well data, the user can easily change the borehole image scale and dimensional orientation to view the trajectory from all sides. The software provides for batch control of structured files, and the quality of the provided geophysical data is assessed within minutes. FileTest is used to process structured text files containing well data in LAS (Log ASCII Standard) format, ver. 1.2, 2.0 and 3.0. PGIS Test checks the structured WDEF files containing well log data for certain types of errors, the list of which will be further expanded. Another tool, VDL Test, is used to highlight quality findings. It helps identify gross errors in cement bond log findings at the initial stage, as well as submitting quality data to CDB. All the software is conditioned for both individual and batch testing.

Для специалистов ПЕ разработан эффективный инструмент, с помощью которого можно оценить качество входных данных по определенным критериям и, используя модуль 3D-визуализации, просмотреть полученный материал. Программа File Inkl View предназначена для работы с инклинометрической информацией (Рис. 2). При работе со скважиной пользователь может свободно манипулировать масштабом представления ствола скважины и его пространственной ориентацией для обзора траектории «со всех сторон». Программа позволяет в пакетном режиме проверять структурированные файлы и в считанные минуты определяет качество предоставляемого геофизического материала. Инструмент FileTest предназначен для обработки структурированных текстовых файлов со скважинной информацией в формате международного стандарта LAS (Log ASCII Standard) версий 1.2, 2.0 и 3.0. Программа «ПГИС-проверка» позволяет проверять структурированные файлы данных промыслово геофизических исследований скважин в формате WDEF на наличие определенного набора ошибок, который в дальнейшем будет пополняться. Еще один инструмент – «ФКД-проверка» – используется для проверки структурированных файлов данных в формате WDEF, содержащих заключения по

20 ROGTEC

Рис. 2 Интерфейс программы File Inkl View Fig. 2 File Inkl View Interface New Solutions to Ensure Data Quality and Integrity To control the incoming file data integrity and track the information flow, TNNC specialists have developed ArchiveShare data flow management system. It includes two subsystems. The registering subsystem automatically receives the incoming data and includes it into own incoming database. The data sources may be an e-mail box, DVD, hard drives, or FTP. After this, the received data are located in dedicated file resources where they become available for further work. The web-subsystem helps visualize this data. It has a set of functions to facilitate and manage data flow. Moreover, the web-subsystem uses e-mail to notify the users of key events, such as moving to the next stage of data processing or holdback. www.rogtecmagazine.com

PI System™ в России!

Value Now, Value Over Time Компания OSIsoft поставляет PI System™, de-facto мировой стандарт в инфраструктуре предприятий для сбора, хранения и управления различными данными.

Oil and GAS

CORPORATE

POWER and UTILITIES

DATACENTER and IT

• 14,000 инсталляций в нефтяной и газовой промышленности, электроэнергетике, перерабатывающих отраслях промышленности, производстве и информационных центрах • 65 % из 500 крупнейших международных предприятий используют PI System™ • Более 28 лет опыта работы на мировом рынке • Инновационный подход в разработке Доктор Дж. Патрик Кеннеди, CEO и основатель компании OSIsoft “Мы вознаграждены, когда привносим настоящую ценность. Это означает предоставление такой платформы, с помощью которой наши клиенты непрерывно повышают эффективность своего бизнеса.” Бернард Морно, Президент

METALS and MINING

CHEMICALS

“OSIsoft – глобальная компания, работающая на мировом рынке. Изменения в OSIsoft Europe в 2009 году еще раз подверждают это. Сегодня мы продолжаем эти усилия и открытие офиса в Москве – важный шаг вперед в поддержке российских клиентов и увеличении бизнеса в России.” Джон О’Шеа, Вице-Президент

PULP and PAPER

PHARMACUETICALS

“Никогда не было лучшего времени для предоставления возможностей PI System™ российским предприятиям, чем сейчас, потому что пользователи, видя ключевые параметры их бизнеса в режиме реального времени, могут принять наиболее верные решения.” Владимир Рааг, Директор по России и СНГ

Смотрите также раздел новостей на стр p.112.

www.osisoft.com www.rogtecmagazine.com

“Мы безусловно верим в серьезный прорыв в продажах в России и странах СНГ, ведь мы предоставляем системы, призванные повышать эффективность основного бизнеса предприятий, что исключительно важно в условиях мирового кризиса.”

ROGTEC 21

ИТ качеству цементирования эксплуатационной колонны. Он позволяет на начальном этапе оперативно выявить грубые ошибки в заключениях по цементометрии, а также передать на загрузку в КБД качественный материал. Все эти программы рассчитаны как для проверки отдельных файлов, так и для пакетной проверки. Новые разработки для обеспечения полноты и качества данных Для контроля полноты входящего файлового материала и отслеживания его движения между различными структурами, специалисты ТННЦ разработали систему управления движения данными ArchiveShare. Она состоит из двух подсистем. Регистрирующая подсистема в автоматическом режиме принимает поступающую информацию и регистрирует ее в собственной БД входящей информации. Входными источниками информации могут быть электронный почтовый ящик, DVD-диски, жесткие диски, FTP. После этого полученные данные размещаются в специально выделенных файловых ресурсах, где они становятся доступны для дальнейшей работы. Визуализировать эти данные позволяет webподсистема. Она обладает рядом функций по обеспечению и управлению движением информации в различных структурах. Кроме того, с помощью электронной почты web-подсистема извещает пользователей о ключевых событиях, таких как наступление следующего этапа обработки данных или задержка на каком-либо из этапов. Для контроля полноты и качества данных в КБД были разработаны инструменты, позволяющие комплексно оценивать информацию в большом массиве данных. С их помощью можно накапливать определенную базу знаний по исследованиям, что, в свою очередь, улучшит качество проверки данных. Программа View Inkl используется для отображения и визуальной оценки качества загруженной геологогеофизической информации БД БАСПРО: инклинометрии, разбивок, координат пластопересечений, координат устья, альтитуды, магнитной поправки. Программа позволяет просматривать траекторию отдельной скважины либо целого куста. Инструмент Export Inkl предназначен для специалистов по моделированию. С его помощью можно выгружать из БД БАСПРО данные инклинометрии по своему предприятию. Делать это можно как в формате технического

22 ROGTEC

To control data quality and integrity, CDB has tools for the comprehensive information assessment in the data array. They help accumulate a studied knowledge hub which, in turn, improves the data testing quality. View Inkl is used to display and visually assess the quality of G&G information downloaded into BASPRO Database, including data on directional survey, segregations, layer intersection coordinates, wellhead coordinates, altitude, and correction of magnetic variation. The software enables us to track the path of an individual well or a whole well pad. Export Inkl is designed for modeling specialists. It helps obtain directional survey data for a PU from BASPRO Database. This can be done both in technical standard format (to submit data to regulators or contractors) and in a format ready to download into modeling software (subject to correction of magnetic variation). In 2009 data management will become much more effective, upon implementation of technical standards and software for data quality control. The Company will be able to operatively track depletion of the remaining hydrocarbon reserves, simulate well interventions for enhanced oil recovery more accurately, and identify the most efficient and cost-effective options for reservoir development. With special thanks to TNK-BP / Innovator

стандарта – для передачи в контролирующие и подрядные организации, – так и в формате, пригодном для загрузки в программное обеспечение по моделированию (с учетом магнитной поправки). С внедрением технических стандартов и программных продуктов по проверке качества данных в 2009 году управление данными станет намного эффективнее. Компания получит возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, более точно моделировать геолого-технологические мероприятия по повышению нефтеотдачи, обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 23

БУРЕНИЕ

Реактивно-акустическая технология для бурения скважины и первичного вскрытия продуктивного горизонта Reactive Acoustic Technology: Hitting the Payzone В.Н.Манырин, Р.Ш. Муфазалов (РОСИНГ г.Москва, НПФ «Тимурнефтегаз» г.Октябрьский)

роблемой номер один для всех нефтедобывающих регионов мира является сохранение потенциальной продуктивности пласта в процессе его вскрытия бурением. Особенно актуальна данная проблема для старых месторождений, месторождений с низкими пластовыми давлениями, а также меcторождений, содержащих высоковязкую нефть. Поэтому самым ответственным этапом строительства скважины считается качественное и чистое вскрытие продуктивного (нефтяного) горизонта, т.к. от чистоты и качества вскрытия полностью зависит уровень начального дебита, длительность эффективной эксплуатации скважины и коэффициент нефтеизвлечения в период разработки месторождения. Учитывая особую ответственность этапа вскрытия продуктивного пласта при строительстве или капитальном ремонте скважины, во многих зарубежных нефтедобывающих компаниях подобные работы выполняют специализированные бригады. Причины возникновения проблемы Существующие и широко применяемые в настоящее время способы вскрытия и заканчивания скважины далеко не совершенны как с технической, так и технологической точек зрения. В большинстве случаев они не обеспечивают оптимального коэффициента продуктивности пласта и нефтеизвлечения, особенно в условиях низкопродуктивных коллекторов и месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. В процессе первичного вскрытия продуктивного пласта твердая мелкодисперсная фаза буровой жидкости и выбуренной породы, глинистые глобулы, кристаллы утяжелителей, полимеры проникают одновременно с фильтратом в поры и трещины коллектора. Глубина проникновения фильтрата в несколько раз превышает глубину перфорационных каналов, что

24 ROGTEC

V. N. Manyrin, R. Sh. Mufazalov (Russian Society of Oil and Gas Engineers, Moscow, Timurneftegaz Research and Production Company, Oktyabrskiy)

roblem number one for all oil producing regions is preserving the potential productivity of a bed during the drilling process. This problem is especially topical for mature fields, fields with low formation pressures, and fields containing highly viscous oil. Therefore, the most critical stage in well construction is good, clean penetration of the producing (oil-bearing) horizon, since the initial flow rate, the duration of effective well operation, and the oil recovery factor during field development are completely dependent on the cleanness and quality of the penetration. Due to the special importance of the drilling-in phase during well construction or workover, these operations are performed by specialized teams in many foreign oil companies. Causes The current and widely used methods for drilling-in and completion are far from perfect from both the technical and technological viewpoints. In the majority of cases, they do not provide the best productivity index and oil recovery factor, especially in poorly productive reservoirs and fields in the late stages of production. During initial drilling, the solid, fine phase of the drilling mud, cuttings, mud globules, and crystals of weighting agents and polymers penetrate the pores and cracks in the reservoir simultaneously with the filtrate. The penetration depth of the filtrate is several times greater than the depth of the perforations, and this is the primary cause of degradation of oil inflow into a well. This is generally the result of a mismatch of the physicochemical properties and rheological parameters of the drilling mud, as well as imperfections in the hydraulics program and the drilling-in conditions. In its natural state, a reservoir is under uniform compression by rock, hydrostatic, and geostatic pressures. The natural pressure conditions are disrupted during drilling-in, with deformations and the onset of shear stresses. These stresses sometimes exceed the rupture strength of the www.rogtecmagazine.com

DRILLING и является главным фактором ухудшения притока нефти в скважину. В общем случае - это результат несоответствия физико-химического состава и реологических параметров буровой жидкости, а также несовершенства гидравлической программы и режима вскрытия пласта бурением. В естественном состоянии коллектор находится под всесторонним сжатием горно-, гидро- и геостатического давлений. В процессе вскрытия пласта бурением нарушается естественное напряженное состояние с деформационными изменениями и появлением сдвиговых напряжений. Иногда такие напряжения превышают предела прочности породы, особенно при анизотропии пород с различными значениями модуля упругости, предел прочности и коэффициента объемного расширения. Анизотропность приводит к ассиметричным деформационным напряжениям, преимущественно в околоскважинном пространстве, в зонах концентрации напряжения – трещинах и кавернах. Появляется деформационная анизотропность пористости и проницаемости. Это следующая причина снижения притока нефти в скважину.

rock, especially where the rocks are anisotropic and have differing values of elasticity, rupture strength, and volumetric expansion. The anisotropy leads to asymmetrical deformation stresses, primarily in the borehole environment, and fractures and cavities in areas where stresses are concentrated. Deformation anisotropy of the porosity and permeability occurs. This is the next cause of reduced inflow. The problem is aggravated by the fact that penetration of the solid particulate phase by drilling mud filtrate and deformational changes in the reservoir occur simultaneously as it is penetrated, causing irreversible processes such as pinch-off and plugging. Carbonate reservoirs are the most sensitive to deformational changes due to their fissuring. Analyzing Experience When Using Technology In recent years, searches for new methods for intensifying the drilling process and improving well flow rates have led to non-traditional methods for bottomhole zone treatment during the drilling and oil production process.

Проблема усугубляется тем, что проникновение твердовзвешенной фазы с фильтратом буровой жидкости и деформационные изменения коллектора происходят одновременно по мере его вскрытия, вызывая необратимые процессы, такие как эффект защемления или запирания. Наиболее чувствительны к деформационным изменениям карбонатные коллектора, что обусловлено их трещиноватостью. Анализ опыта применения технологии В последние годы поиски новых методов интенсификации процесса бурения и повышения дебита скважин привели к нетрадиционным методам воздействия на призабойную зону в процессе бурения и добычи нефти. Для решения этой проблемы специалистами НПФ ”Тимурнефтегаз” разработана реактивно-акустическая техника и технология для бурения и вскрытия продуктивного горизонта скважины и получены патенты на данное изобретение [1]. Запатентованное решение включает в себя буровое долото с реактивно-акустическим модулем (РАМ) (см. рис.1). Применение данной техники и технологии открывает принципиально новые подходы к решению этой проблемы, а опыт бурения на различных месторождениях и регионах показали следующие положительные результаты: » повышается эффективность разрушения породы и увеличивается скорость бурения от 40 % до 90 %; » повышается срок службы долота в скважине и увеличивается проходка на долото от 50 % до 80 %; » существенно снижается диаметральный износ долота, особенно калибрующих элементов; www.rogtecmagazine.com

Рис.1. Реактивно-акустические модули 124,0 и 215,9 мм для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Fig.1. Photo 1. Reactive acoustic modules for drilling directional and horizontal wells using drill bit diameters of 124.0 and 215.9 mm To solve this problem, specialists at Timurneftegaz Research and Production Company have developed reactive acoustic equipment and technology for drilling and penetrating the producing layer of a well, and have obtained patents for this invention [1]. The patented design comprises a drill bit with a reactive acoustic module. (see Fig 1). The use of this equipment and technology reveals fundamentally new approaches to solving this problem, and experience in drilling in various fields and regions has produced the following positive results: » the rock boring efficiency is increased, and the drilling rate is increased by 40 % to 90 %;

ROGTEC 25

БУРЕНИЕ » в процессе бурения буровой раствор подвергается волновой обработке, гомогенизируется и в результате повышаются его реологические качества; » создается тонкий защитный экран вокруг стенки скважины, предотвращающий проникновение бурового и цементного растворов в продуктивный и водяные пласты и, как следствие, их загрязнение (обеспечивается чистота коллектора); » предотвращаются небольшие (до 15 м3/час) поглощения в процессе бурения, существенно снижаются вероятность газо-, водо- и нефтепроявлений в процессе бурения и перетоки пластовой жидкости; » исключается образование наддолотных сальников, обвалов, прихватов при бурении неустойчивых пород и повышается качество ствола (стенки) скважины; » существенно снижается сила трения бурильной колонны на горизонтальном и наклонном участках ствола и обеспечивается требуемая нагрузка на долото; » усилие реактивно-акустической тяги при бурении горизонтального участка ствола сопоставимо с требуемой осевой нагрузкой на долото и обеспечивает плавность его нагружения; » cроки освоения скважин продуктивных пластов, вскрытых данной технологией, в 1,5 раза меньше нормативного срока, а дебит в 1,5-2 раза превышает дебит пласта, вскрытого по обычной технологии. Влияние гидроакустического поля на процессы фильтрации Учитывая особую важность процесса вскрытия продуктивного горизонта, были проведены исследования влияния гидроакустического поля на процессы фильтрации промывочной жидкости через керны с различной проницаемостью [2]. Результаты исследований фильтрации глинистого раствора через керны в статистических, динамических условиях и в гидроакустическом поле отличаются между собой. Существо отличия заключается в изменении скорости фильтрации во времени, т.к. изменение скорости и объема фильтрата промывочной жидкости являются основными показателями, характеризующими образование защитного экрана,- т.е. степени кольматации стенки скважины. На рис. 2 приведены кривые изменения скорости фильтрации (кольматации) во времени в статических (1), динамических (2) условиях и при гидроакустическом воздействии (3). Проведенные исследования процессов фильтрации показывают, что при гидроакустическом воздействии образование защитного экрана ускоряется в 10 и более раз, в результате скорость фильтрации через 15-20 секунд становится близкой к нулю, и степень кольматации достигает 92-96 %, а объем фильтрата, проникшего в пласт, снижается в десятки раз. При статических и динамических условиях такая степень кольматации достигается через 50-60 мин.

26 ROGTEC

» the service life of the drill bit in the well is prolonged and the headway per bit is increased by 50% to 80%; » the diametral wear of the bit, especially the calibrating elements, is reduced significantly; » the drilling mud is subjected to undulation during drilling. is homogenized, and its rheological properties are improved as a result; » a thin protective screen is created around the borehole wall that prevents penetration of drilling mud and grout into the producing and water-bearing beds and thereby prevents their contamination (cleanness of the reservoir is ensured); » minor (up to 15 m3/hour) lost circulation in the drilling process is prevented, and the probability of gas, water, and oil kicks and formation fluid crossflow during drilling is reduced significantly; » the formation of blockages above the bit, cave-ins, and sticking of the bit when drilling in unstable rocks is prevented, and the quality of the wellbore is improved; » the friction on the drill string in horizontal and directional sections of the wellbore is reduced significantly and the required load on the bit is ensured; » the reactive acoustic tension when drilling a horizontal section of a wellbore is comparable to the required axial load on the bit, and ensures that it is loaded smoothly; » the time required to complete wells into producing beds penetrated using this technology is 1.5 times less than the standardized time, while the flow rate is 1.5-2 times greater than the flow rate from a bed penetrated using the conventional technology. Influence of Hydroacoustic Field on the Filtration Processes In view of the special importance of the drilling-in process, the influence of the hydroacoustic field on the filtration of the flushing fluid through cores with various permeabilities was studied. [2]. The results of the studies of mud filtration through core samples under static and dynamic conditions and in a hydroacoustic field differ. The essence of the differences is the change in the filtration rate over time, since the changes in the velocity and volume of the flushing fluid filtrate are the primary indicators of the formation of a protective screen, i.e., of the degree of colmatation of the borehole wall. Fig. 2 (overleaf) provides curves of the filtration (colmatation) rate during time under static (1) and dynamic (2) conditions and under a hydroacoustic effect (3). The studies of the filtration processes showed that under a hydroacoustic effect the formation of a protective screen is accelerated by a factor of 10 or more, as a result of which the filtration rate drops to near zero after 15-20 seconds, and the degree of colmatation reaches 92-96%, while the volume of filtrate penetrating the bed decreases by several orders of magnitude. This degree of colmatation is achieved in 50-60 minutes under static and dynamic conditions. A mud cake is present under static and dynamic conditions, while under www.rogtecmagazine.com

степень копьматации % Degree of colmatation %

DRILLING 100 90

70 60 1

50 40 30

hydroacoustic effects there is no mud cake, and the thickness of the protective colmatation screen is 10-18 mm in the pores of the core samples studied. Furthermore, the decolmatation (cleaning of the pores under the influence of hydroacoustic waves) was also studied [2]. Under hydroacoustic effects on the pores, the colmatation layer is cleared tens of times faster, until the permeability of the rock is completely restored. Hydroacoustic apparatus and technologies for well completions and stimulation of the inflow from a producing layer were developed on the basis of these studies (see Pic 3 of hydroacoustic device for well completion).

20 10 0 0

время 102 c K0 = 0.13 ... 0.2 мкм2 PCT = 0.5 МПa time 102 sec K0 = 0.13 ... 0.2 micron2 Pst = 0.5 MPa

Рис.2 – Зависимость степени кольматации песчаных кернов при статических (1), динамических (2) условиях и при гидроакустическом воздействии (3) во времени. Fig.2. Degree of colmatation of sand core samples under static (1) and dynamic (2) conditions and under hydroacoustic effects (3) as a function of time. При статических и динамических условиях фильтрации присутствует глинистая корка, а при гидроакустическом воздействии глинистая корка отсутствует, а толщина кольматационно-защитного экрана составляет 10-18 мм в порах исследуемых кернов. Кроме указанных, проводились исследования и процесса декольматации – очистки поровых каналов под воздействием гидроакустических волн [2]. При гидроакустическом воздействии на керны очистка кольматационного слоя происходит в десятки раз быстрее и до полного восстановления проницаемости породы. На базе проведенных исследований разработана гидроакустическая техника и технология для освоения скважины и интенсификации притока из продуктивного горизонта (рис. 3, гидроакустические устройства для освоения скважины). В частности, были разработаны гидроакустические генераторы для бурения с различными активными элементами: вихревые, тороидальные, дисковые, диафрагменные и параметрические генераторы, работающие в режиме усиления выходных параметров. С целью создания гидроакустических устройств с заданными выходными параметрами и выбора оптимальной конструкции проводились исследования амплитудно-частотных характеристик гидроакустических генераторов при различных режимных параметрах. Эти работы выполнялись в Институте машиноведения (ИМАШ) при РАН www.rogtecmagazine.com

Рис.3: Гидроакустические устройства для освоения скважины. Fig.3: Hydroacoustic devices for well completion In particular, hydroacoustic generators for drilling with various active elements (vortex, toroidal, disk, diaphragm and parametric generators) operating with output parameter amplification were developed. The amplitudefrequency responses of hydroacoustic generators under various operating conditions were studied to create hydroacoustic devices with the required parameters and to select the optimum design. This work was performed at the Russian Academy of Sciences Machinery Science Institute (IMASh) [3] and the regional enterprise OTO Production Ltd., with the involvement of specialists of the Machine Acoustic Institute of Samara State Aerospace University [4]. It was found during this work that the output parameters of these devices are dependent on many factors: the type and geometrical dimensions of the active elements, the density, viscosity, quantity and flow rate of the active agent in the pores, and the counterpressure in the system. However, the most important fact is that the waves generated are nonlinear hydroacoustic waves with simultaneous generation of frequencies from 0.15 to 16 kHz. Figs. 4 and 5 show the amplitude-frequency responses of

ROGTEC 27

БУРЕНИЕ [3] и РП «ОТО Продакшн Лтд» с привлечением специалистов Института акустики машин при Самарском Государственном аэрокосмическом университете [4]. В процессе их выполнения выявлено, что выходные параметры этих устройств зависят от многих факторов: от типа и геометрических размеров активных элементов, плотности, вязкости, количества и скорости истечения рабочего агента в каналах, противодавления в системе. Но самое главное – генерируемые волны относятся к нелинейной гидроакустике с одновременной генерацией частот от 0,15 до 16 кГц. На рис. 4 и 5 приведены амплитудночастотные характеристики гидроакустических устройств для бурения (РАМ) и освоения скважин при различных режимных параметрах. Применение технологии Данную технологию можно использовать в процессе роторного способа бурения различными забойными двигателями, включая электробуры для наклоннонаправленного и горизонтального бурения диаметром долота от 124 мм и выше. На фотографиях приведены реактивно-акустические модули (РАМ) для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин с долотами диаметром 124,0 и 215,9 мм, и схема работы РАМ в горизонтальном стволе. По результатам бурения «Татнефтепромом» (г.Альметьевск) опорно-технологических скважин на Зюзеевском месторождении, проведенного с целью определения эффективности различных технологий вскрытия продуктивных пластов с высоковязкой нефтью, наилучшие результаты по удельной продуктивности пласта получены с использованием гидроакустической технологии. Кроме этого проводилось бурение опорнотехнологических скважин по оценке эффективности различных технологий заканчивания скважин в условиях месторождений компании ”Татнефть”. Приняты 13 приоритетных технологий, в т.ч. гидроакустическая технология первичного вскрытия. Анализ и обработка результатов бурения опорнотехнологических скважин выполнены институтом «ТатНИПИнефть». Оценка эффективности технологий осуществлялось по значению удельной продуктивности пласта. По данному критерию наивысшие результаты по эффективности вскрытия пластов получены с использованием гидроакустической технологии увеличение удельной продуктивности пласта составило 3,8 раза. По мнению специалистов нефтяной компании Saudi Aramco, где объем бурения горизонтальных скважин составляет 100 %, а также технологического сопровождения горизонтального бурения компании Sperry-San, где проводились опытно-промышленные работы, гидроакустическая технология облегчает

28 ROGTEC

700m

600m

500m

400m

300m

200m

100m

0m 0k

10k

12k

Рис.4 – Амплитудно-частотная характеристика реактивно-акустического модуля РАМ. Fig.4. Amplitude-frequency response of the reactive acoustic device for well drilling (reactive acoustic module) 300m

250m

200m

150m

100m

50m

0m 0k

10k

12k

Рис.5 – Амплитудно-частотная характеристика гидроакустического устройства для освоения скважины Fig.5. Amplitude-frequency response of the hydroacoustic device for well completion hydroacoustic devices for well drilling and completion under various operating conditions. Application of Technology This technology can be used in the rotary drilling process using various downhole motors, including electric drills for directional and horizontal drilling with drill bit diameters of 124 mm and larger. The photographs show reactive acoustic modules for drilling directional and horizontal wells using drill bit diameters of 124.0 and 215.9 mm and a diagram of the operation of a reactive acoustic module in a horizontal borehole. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Аренда дизельных электростанций

Обеспечение временного энергоснабжения от 500 кВА до 200 МВА Компания Aggreko специализируется в: • подключении дополнительных источников электроснабжения к местным электросетям в период пикового спроса; • предоставлении автономных электростанций, обеспечивающих временное электроснабжение без прокладки линий электропередач и распределительных линий; • обеспечении электроснабжения объектов, строящихся с нуля.

Тел.: + 7 495 225 93 26 Факс: + 7 495 644 09 52 Эл. Почта: russia@aggreko.com

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 29

БУРЕНИЕ Рис.6 – После успешного завершения бурением очередной горизонтальной скважины с PAM, долото - 149,2mm. Длина горизонтального участка 1500m Fig.6. After the successful drilling of a horizontal well using the RAM149.2mm reactive acoustic module. The length of the horizontal segment of the wellbore was 1500 m. наводку компоновки, корректировку траектории, повышает точность и ускоряет проводку ствола. На рис. 6:- после успешного завершения бурением очередной горизонтальной скважины реактивноакустической техникой РАМ-149,2мм. Длина горизонтального участка ствола составляла 1500м. На рис. 7:- подготовка к спуску РАМ-215,9мм для бурения очередной скважины. Основные параметры реактивно-акустического устройства: » диаметр применяемых долот - от 124мм и выше; » плотности промывочной жидкости - от 900 - 2200 кг/м3; » проницаемость разбуриваемых пород - 0,001 - 2,0 мкм2; » при интенсивности поглощения до 30 м3/ч и размере пор 10-8 м; » при любом виде коллектора и не регламентируемых значений пластовой температуры и содержания сероводорода; » частота гидроакустических волн - 0,15-16 кГц; » амплитуда давления - 1,5-6,0 МПа; » расход буровой жидкости - 0,020-0,035 м3/с; » перепад давления в устройстве - 3,0-6,0 МПа; Габаритные размеры: диаметр - 120 - 295 мм; высота - 350 - 800 мм; масса - 20 - 150 кг Заключение Результаты сравнительного анализа свидетельствуют, что реактивно-акустическая техника и технология по своей простоте использования, надежности, эффективности и многофункциональности назначения является уникальной, не имеющей аналогов в мировой практике. К настоящему времени на базе гидроакустической технологии создан целый ряд техники, реализующей ее технологические принципы в нефтедобывающей, нефтехимической и других отраслях промышленности. Все они по основным показателям существенно превосходят традиционные технологии. Разработки защищены патентами Российской Федерации, ведущих стран Европы, США, Канады, Японии.Следует отметить, что гидроакустическая технология, применяемая в различных технологических процессах,

30 ROGTEC

According to the results of the test well drilling in the Zyuzeyevskoye field by Tatnefteprom (Almetievsk) performed to determine the effectiveness of various technologies for penetrating producing formations containing highly viscous oil, the best results in terms of the specific productivity of a formation were achieved using hydroacoustic technology. In addition, test wells were drilled to assess the effectiveness of various well completion technologies under the conditions of the Tatneft oil fields.Thirteen preferred technologies were used, including hydroacoustic penetration technology. The results of the test well drilling were processed and analyzed by the TatNIPIneft Institute. According to the criteria used, the best results, in terms of formation penetration effectiveness were obtained using the hydroacoustic technology: the specific productivity was increased by a factor of 3.8. In the opinion of specialists from Saudi Aramco, where 100% of the wells are horizontal wells, as well as per the horizontal drilling engineering support provided by SperryDrilling, where the trial operations were conducted, the hydroacoustic technology simplifies drill string guidance and trajectory correction, improves accuracy, and accelerates drilling. In photo 6:- After the successful drilling of a horizontal well using the RAM-149.2mm reactive acoustic module. The length of the horizontal segment of the wellbore was 1500 m. In photo 7:- Preparing to run the RAM-215.9mm for drilling a new well.

Рис.7 – Подготовка к спуску реактивноакустического модуля с долотом 215,9мм для бурения очередной скважины. Fig.5. Preparing to run the reactive acoustic module with 215.9 mm drill bit for drilling a new well. Primary Parameters of Reactive Acoustic Device: » diameters of drill bits used - 124 mm and larger; » flushing fluid density - 900-2200 kg/m3; » permeability of rocks drilled - 0.001-2.0 μ2; » with lost circulation of up to 30 m3/hour and pore size of 10-8 m; » in any type of reservoir and unspecified formation temperature and hydrogen sulfide content; » hydroacoustic wave frequency - 0.15-16 kHz; » pressure - 1.5-6.0 MPa; » drilling mud consumption - 0.020-0.035 m3/sec; » pressure differential in device - 3.0-6.0 MPa; www.rogtecmagazine.com

DRILLING является исключительно экологически чистой и физиологически безопасной, что очень важно для широкого использования в топливно-энергетическом комплексе. Литература 1. Патенты РФ на изобретения №№ 2270315, 2351731. 2. Муфазалов Р.Ш., Муслимов Р.Х., Климова Л.Р. и др. Гидроакустическая техника и технология для бурения и вскрытия продуктивного горизонта. – Казань: Издательство “Дом печати”, 2005.-184с. илл. 3. Волновая технология и техника. Под редакцией академика РАН Ганиева Р.Ф. М.: Издательская фирма “Логос”, 1993. – 127 с. илл. 4. Технический отчет Института акустики машин при СГАУ по договору № 019 от 12.03.2001. “Измерение амплитудно-частотных характеристик скважинных генераторов”. Overall dimensions: diameter - 120-295 mm; height - 350800 mm; weight - 20-150 kg Conclusion The results of the comparative analysis show that the reactive acoustic equipment and technology is unique and has no analogs in world practice in terms of its ease

of use, reliability, effectiveness, and multifunctionality. The hydroacoustic technology is now the basis for developing a whole series of devices using its technological principles in the oil producing, petrochemical, and other industries. They are all superior to traditional technologies. The developers are protected by patents in the Russian Federation, the leading nations of Europe, the USA, Canada and Japan. It should be noted that the hydroacoustic technology used in various processes is exceptionally environmentally friendly and physiologically safe, which is very important for its widespread use in the fuel and energy sector. References 1. RF Patents for Invention № 2270315 and 2351731. 2. R. Sh. Mufazalov, R. Kh. Muslimov, L. R. Klimov et al. Hydroacoustic Equipment and Technology for Drilling and Penetration of a Producing Formation. Kazan: Dom Pechati Press, 2005, 184 pp., illustrated. 3. Wave Technology and Equipment. Edited by Russian Academy of Sciences Academician R. F. Ganiev. Moscow, Logos Press, 1993, 127 pp., illustrated. 4. Technical Report of Machine Acoustic Institute of Samara State Aerospace University under Contract № 019 dated March 12, 2001 “Measurement of AmplitudeFrequency Responses of Downhole Generators”.

БУРЕНИЕ

Определение рисков при бурении скважин и учет неопределенностей геологических моделей (на примере Ванкорского месторождения)

Drilling Risk Assesment at the Vankor Field Е.О. Черкас (ОАО «НК «Роснефть-НТЦ»), Д.А. Антоненко, П.В. Ставинский (ОАО «НК «Роснефть»)

Введение При бурении горизонтальных скважин особые требования предъявляются к качеству прогноза структуры и фильтрационно-емкостных свойств пласта на значительном удалении от ствола. Однако имеющиеся в настоящее время в распоряжении геологов инструменты прогноза параметров пласта обладают той или иной погрешностью измерений. Это неизбежно вносит неопределенности в модели и увеличивает риски, связанные с проводкой горизонтального ствола. С учетом высокой стоимости проектов и определенной неоднозначности любой модели данный вопрос требует особого внимания. Некорректное описание резервуара может привести к увеличению неокупаемых издержек на освоение месторождения. Для типичной геологической модели можно выделить четыре основных источника неопределенностей: 1) качество данных и интерпретация; 2) структурная и стратиграфическая модели; 3) геолого-статистическая модель и ее параметры; 4) неопределенность, связанная с равновероятностными реализациями. В идеальном случае неопределенность по мере освоения месторождения снижается. На Ванкорском месторождении, которое находится на этапе разработки, основными проблемами, связанными с учетом неопределенностей, являются следующие: 1) снижение рисков при проводке горизонтальных стволов; 2) составление программы доразведки месторождения; 3) уточнение схемы разбуривания. В статье предлагается методика анализа неопределенностей геологической модели.

32 ROGTEC

Ye. O. Cherkas (OJSC NK Rosneft-NTC), D. A. Antonenko and P. V. Stavinsky (OJSC NK Rosneft)

Introduction Drilling of horizontal holes imposes special requirements on reliability when predicting of reservoir structure and quality within a large radius from the borehole. However, the reservoir prediction tools currently available to geologists suffer, to some extent or another, from measurement errors, which inevitably leads to modeling uncertainty and increases risks associated with drilling of horizontal holes. In view of the high costs involved in horizontal drilling projects and uncertainties inherent in any model, it has become imperative to address this issue. Incorrect reservoir description may result in large irrecoverable field development costs. In a typical geological model, four major sources of uncertainty may be identified: (1) data quality and interpretation; (2) structural and stratigraphic models; (3) geologicalstatistical model and its parameters; and (4) uncertainty related to equiprobable realizations. In an ideal case, uncertainty decreases as the field becomes more developed. As regards the Vankor field, which is currently under development, the most challenging tasks from the uncertainty standpoint are as follows: (1) reducing risks associated with horizontal drilling; (2) putting together a program for detailed exploration; and (3) refining the drilling program. This article proposes a method for analyzing uncertainties inherent in geological models. Modeling based on this method will yield data (in the form of maps) representing the quantitative distribution of uncertainties in determining the presence of a reservoir and its properties, which must be used to evaluate potential drilling risks. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Результатом моделирования с применением данной методики является информация (в виде карт), отражающая количественное распределение неопределенностей наличия и свойств коллектора, которые должны использоваться для оценки возможных рисков при бурении скважин. Общая информация о месторождении Ванкорское газонефтяное месторождение расположено на территории Красноярского края. В статье будет рассмотрен один из пяти продуктивных горизонтов месторождения с начальными геологическими запасами около 390 млн. т. Месторождение открыто в 1988 г., в промышленную эксплуатацию не введено. На момент выполнения работы число скважин, вскрывших исследуемый горизонт, составило 27. По типу залежь относится к пластовым, сводовым. Коллектор – терригенный. Ванкорское поднятие представляет собой изометричную структуру, вытянутую с юга на север. Доминирующая обстановка осадконакопления ния – мелководье (баровый комплекс). Методика работы Для оценки комплексной неоднозначности, отражающей точность всех параметров геологической модели, хорошо подходит параметр «достоверность подсчета геологических запасов нефти». Данный параметр зависит от основных характеристик залежи и поэтому может служить мерой точности построения модели. Для оценки достоверности расчета объема запасов необходимо оценить погрешность расчета каждого параметра, входящего в применяемую расчетную формулу

где STOIIP – геологические запасы нефти; GRV – общий объем породы; N/G – песчанистость; – пористость; – нефтенасыщенность; – плотность нефти; – коэффициент усадки нефти. Для этого была разработана общая методика для работы с каждым параметром: 1) оценка возможного изменения значения каждого входного параметра; 2) задание среднеквадратичного отклонения; 3) построение карт средних значений параметра с фиксированными значениями в точках скважин и учетом среднеквадратичного отклонения в межскважинном пространстве; 4) оценка дисперсии параметра; 5) построение карты дисперсии геологических запасов перемножением карт дисперсий по всем параметрам при условии их независимости (условие введено для упрощения оценки). www.rogtecmagazine.com

General Information about the Field The Vankor gas and oil field is located in the Krasnoyarsk Krai. This article deals with one of five productive reservoirs with about 390 million tonnes of original oil in place. The field was discovered in 1988 and is yet to be put into commercial production. As of this study, there were 27 wells already drilled into the reservoir of interest. The deposit is a layer-uplifted pool, and the reservoir is terrigenous. The Vankor uplift is an isometric structure extending from the south northward. The predominant depositional environment was shallow-water (barrier-bar complex). Method The best criterion for assessing the overall ambiguity determining the accuracy of geological model parameters is the “validity of the oil-in-place estimate”. This criterion is dependent upon the basic characteristics of the reservoir and, therefore, may serve as a measure of accuracy in constructing the model. To evaluate the validity of the reserve estimate, one must evaluate the calculation accuracy of every parameter in the calculation formula

where STOIIP stands for “stock tank oil initially in place”, GRV stands for “gross rock volume”, N/G stands for “netto-gross”, is porosity, is oil saturation, is oil density, and is the oil shrinkage factor. To this end, a general procedure was established for handling each parameter, namely: (1) estimating possible variations in the value of each input parameter; (2) defining the RMS deviation; (3) mapping mean values of the parameter, with fixed values assigned to individual wells and taking into account the RMS deviation in the crosshole space; (4) estimating parameter variance; and (5) mapping oil-in-place variance by multiplying out variance maps for all parameters, provided that they are independent (this condition has been introduced to simplify the estimation process). Uncertainty Calculation Approach The principle of accounting for uncertainties is as follows: At first, one should estimate the possible error of the measurements determining the RMS deviation. Then, this error is multiplied by a random surface whose spread of values follows a Gaussian curve with mathematical expectation equal to zero and a variance equal to unity. Finally, the result is added to the reference surface:

where

is one of the surface realizations,

ROGTEC 33

БУРЕНИЕ Метод расчета неопределенностей Принцип учета неопределенностей заключается в следующем. Сначала определяется возможная погрешность измерений, задающая среднеквадратичное отклонение. Затем эта погрешность перемножается со стохастической поверхностью, разброс значений которой следует нормальному распределению с математическим ожиданием, равным нулю, и дисперсией, равной единице. Далее результат скла дывается с базовой поверхностью:

где – одна из реализаций поверхности; – базовая поверхность; – поверхность, либо константа, задающая ошибку среднеквадратичного отклонения; – стохастическая поверхность ошибок со значениями вокруг нуля (+ и -). Характеристическими особенностями поверхности ошибок является то, что в точках скважин ошибки принимают нулевое значение, с удалением от сква жин ошиб ка плав но рас тет. Таким образом, среднеквадратичное отклонение зависит от качества данных и расстояния от скважин. Недостатком данного подхода является то, что радиус вариограммы ошибок неизвестен. Он не может быть принят равным радиусу вариограмм при моделировании оцениваемого свойства из-за их «разнонацеленности». Кроме того, случайно моделируемые ошибки должны принимать как положительные, так и отрицательные значения, так как возможные сценарии лежат по обе стороны от базовой интерпретации. Радиус выбирает интерпретатор на основе субъективных оценок протяженности вариаций ошибок. Слишком большой радиус приводит к тому, что конечная карта неопределенностей сглаживается, и информация частично или полностью теряется. Выбор слишком маленького радиуса приведет к слишком «зашумленной» картине. Структурная неопределенность: наличие коллектора На начальном этапе разработки месторождения одним из первоочередных является вопрос о наличии коллектора в не охваченных разведочным бурением частях месторождения. Анализ неопределенностей может дать информацию о степени неоднозначности выделения коллектора. В качестве параметра для анализа можно рассмотреть положение внешнего контура водонефтяного контакта (ВНК). Схема работы следующая: 1) получить поверхность по кровле коллектора (среднее значение); 2) внести ошибку в среднее значение; 3) получить контуры пересечений для множественной реализации кровли коллектора с множественной реализацией поверхностей ВНК.

34 ROGTEC

the reference surface, is a surface or a constant determining the RMS deviation error, and is a random surface of errors with + and - values around zero. A characteristic feature of the error surface is the fact that errors at well points acquire zero value, to increase gradually as one moves away from the wells. Thus, the RMS deviation depends on data quality and distance to the well. This approach suffers from the drawback that the range of the error variogram is unknown. It cannot be taken as equal to the variogram ranges used in the modeling of a property of interest because of their heterogeneity. Besides, randomly modeled errors may acquire positive as well as negative values because possible scenarios lie on either side of the baseline interpretation. The variogram range is selected by the interpreter based on subjective estimates of the error variance length. If the range is excessive, the final uncertainty map is smoothed out with partial or complete loss of information. If the range is too small, one will end up with a heavily “noisy” picture. Uncertainties in Reservoir Structure One of the burning questions during the early phases of field development is whether oil is present in field areas not covered by exploratory drilling. Analyzing uncertainties may give a feel about the degree of uncertainty in identifying the presence of oil. One of the criteria for such analysis is the position of the top of the OWC. Analysis should proceed along the following lines: (1) delineate a surface over the top of a reservoir (average value); (2) introduce an error into the average value; and (3) derive intersection contours for multiple realizations of the top of reservoir and OWC surfaces.

Minimum value Average value

Maximum value

Рис. 1. Множественная реализация внешнего контура ВНК Figure 1: Multiple realization of OWC top www.rogtecmagazine.com

DRILLING Для Ванкорского месторождения был получен набор из 200 контуров пересечений кровли коллектора с поверхностью ВНК. Крайние значения представлены на рис. 1. Из него видно, что неопределенность положения внешнего контура ВНК, которая складывается из неопределенности положения кровли коллектора и поверхности ВНК, может привести к существенной погрешности в определении геологических запасов. На Ванкорском месторождении в 23 % случаев из набора множественной реализации коллектор на участке, не охваченном разведочным бурением (спорный объект обведен черной сплошной линией), отсутствовал. Уже после выполнения данной работы на спорном объекте была пробурена скважина, которая не выявила нефтенасыщенного коллектора на указанной территории в пределах рассматриваемого пласта. Таким образом, высокая вероятность отсутствия коллектора, показанная на модели, подтвердилась на практике.

A set of 200 contours of the top of reservoir-OWC intersection contours has been obtained for the Vankor field. The extreme values are shown in Figure 1. It can be seen that uncertainty in the position of the OWC top, which is essentially the sum total of uncertainties in the positions of the top of reservoir and the OWC, may give rise to a serious error in oil-in-place estimates. In the Vankor field, no reservoir was present within the area marked by the solid black line in 23% of cases out of the set of multiple realizations. A well drilled into the questionable target after this work had been completed failed to reveal any presence of oil. Thus, the high likelihood of absence of oil, predicted by modeling, was corroborated by real evidence. In the course of this work, two other areas characterized by great uncertainty as regards presence of oil were identified (marked by broken lines).

В ходе работы были выявлены еще два объекта, характеризующиеся большой неопределенностью в вопросе наличия коллектора (обведены штриховой линией).

Structural Uncertainty: Rock Volume Uncertainty in the position of reservoir boundaries and contact determination contribute the error in the gross rock volume measurement. As regards the structural modeling error, its major source is the ambiguity of structural surfaces in the crosshole space. The error grows with distance from the wells and is zero in their immediate vicinity.

Структурная неопределенность: объем породы Погрешность подсчета общего объема породы складывается из неопределенности положения границ

The error in determining the position of reservoir boundaries was selected based on the quality of seismic data. For the Vankor field, it was assigned as ±15 m.

БУРЕНИЕ пласта и точности локализации контактов. Источником погрешности в структурном моделировании является неоднозначность построения структурных поверхностей в межскважином пространстве. Погрешность увеличивается с удалением от скважин и равна нулю в непосредственной близости от них. Ошибка в определении положения границ пласта выбиралась исходя из погрешности сейсмических данных. Для Ванкорского месторождения она составляет ± 15 м. Для оценки возможного разброса значений положения ВНК в скважинах были использованы результаты опробований целевого пласта. Разброс значений определялся как разница между наибольшей и наименьшей отметками положения ВНК. Для Ванкорского месторождения разброс в значениях ВНК составил 15 м.

Estimation of the spread of OWC values was based on the results of well tests in target sands. The spread of values was defined as the difference between the highest and lowest OWC levels. In the case of the Vankor field, the spread of OWC values was 15 m. In this case, selection of variogram ranges was based on seismic data pertaining to the reservoir and well spacing. As a result, maps of potential errors in determination of the top and bottom of the reservoirs as well as OWC were produced. Within the boundaries of the field, the average spread of reservoir top and bottom positions is about 5 to 6 m. Uncertainty in OWC position approaches maximum toward the field boundary and between the two blocks of the Vankor field. The rock volume was calculated as the product of gross thickness within a cell times the cell area. Figure 2 is a map showing possible deviations of the gross rock volume from average values.

Радиусы вариограммы в данном случае выбирались исходя из сейсмической информации о пласте и расстояния между скважинами. В результате были построены карты возможных ошибок определения положения подошвы, кровли пласта и ВНК. По контуру месторождения средний разброс в положениях подошвы и кровли пласта составляет около 5-6 м. Неопределенность положения ВНК в среднем составляет 6-10 м. Наибольших значений неопределенность достигает к краям контура и между двумя блоками Ванкорского месторождения. Объем породы рассчитывался как произведение общей толщины породы в ячейке и площади ячейки. На рис. 2 представлена карта возможныхm отклонений общего объема породы от средних значений. На основе результатов анализа структурных неопределенностей можно сделать выводы о наличии коллектора в не охваченных разведочным бурением частях месторождения. Эта информация полезна на этапе принятия решений о доразведке месторождения. Информация о возможных отклонениях в положении границ пласта и контактов при наличии коллектора необходима при принятии решений при разработке месторождений, особенно при расчете бурения горизонтальных скважин. Неопределенность в коллекторских свойствахm пласта Карты дисперсий коллекторских свойств пласта строят следующим образом. На вход подаются точки снулевой дисперсией – отметки корреляции по скважинам. На основе алгоритма с применением непрерывного распределения Гаусса и заданных параметров вариограмм строят поверхности ошибок для свойства с некоторым заданным отклонением от среднего значения. Параметры вариограммы задаются

36 ROGTEC

Рис. 2. Карта возможных отклонений общего объема породы от средних значений Figure 2: Map of possible deviations of gross rock volume from its average values Proceeding from the results of analysis of structural uncertainties, one can draw conclusions as to the presence of oil in field areas yet to be covered by exploratory drilling. This information is useful in deciding whether additional exploration of the field is needed. Information about possible variations in reservoir boundaries and OWC levels in the presence of oil is instrumental in decision-making processes as part of the field development strategy, especially when it comes to drilling of the horizontal holes. www.rogtecmagazine.com

DRILLING исходя из условий осадконакопления (баровые тела, достаточно большая выдержанность свойств по латерали) и расстояния между скважинами. Все реализации поверхностей ошибок свойства сводятся к одной карте дисперсии этого свойства при заданном уровне отклонения от среднего. Коэффициент песчанистости Основными причинами погрешности выделения продуктивных интервалов в скважинах являются разрешающая способность методов геофизических исследований скважин (ГИС), точность определения фильтрационно-емкостных свойств методами ГИС, погрешность применения критических значений для выделения коллектора. Для оценки неопределенности в коллекторских свойствах пласта прежде всего следует задать отклонение от среднего значения. Отклонение коэффициента песчанистости предлагается выбирать по гистограмме распределения из модели (на основе керновых данных), поскольку оценивается неопределенность подсчетных параметров модели. Из рис. 3, I видно, что наибольшая плотность распределения коэффициента песчанистости в соответствии с моделью близка к интервалу 15 %ного отклонения от среднего значения. Отклонение коэффициента песчанистости от среднего значения в межскважинном пространстве достигает 4-5 %. Коэффициент пористости Причины погрешности определения пористости методика измерений, погрешность приборов, субъективные факторы. Отклонение выбира ось на основе распределения пористости, полученной поn данным ГИС и увязанной с керновыми данными (рис. 3, II). Из рис. 3, II видно, что наибольшая плотность значений пористости соответствует интервалу 0,180,22. Этот разброс значений соответствует 10 %-ному отклонению от средней пористости. В межскважинном пространстве отклонение значений пористости достигает 0,6 %, по краям месторождения – 0,8%. Представленная карта дает представление об областях, требующих уточнения данных. Коэффициент нефтенасыщенности Причинами погрешности определения нефтенасыщенности являются качество интерпретации данных ГИС, точность определения сопротивления пластаколлектора, уровень УЗВ, высота подъема над УЗВ, капиллярные кривые и др. Согласно модели наибольшая плотность распределения коэффициента нефтенасыщенности достигается в интервале 0,4-0,7, что соответствует расхождению сосредним значением 25 % (см. рис. 3, III). В межскважинном пространстве отклонение нефтенасыщенности от среднего значения достигает 4-5 %. www.rogtecmagazine.com

Uncertainty in Reservoir Properties Variances of reservoir properties are mapped as follows. The input data include zero-variance points or, in other words, correlation marks by wells. An algorithm using a continuous Gaussian distribution and predetermined variogram parameters provide the basis for constructing error surfaces for a property with a given deviation from the mean. Variogram parameters are assigned based on the depositional environment (barrier-bar features, pronounced lateral consistency of properties) and well spacing. All realizations of error surfaces for a given property are reduced to a single variance map of this property at the assigned level of deviation from the mean. Net-to-Gross Ratio The primary sources of error in identification of pay zones in wells include the resolution of logs, accuracy when determining reservoir quality by logging, and error in the use of critical values to identify a reservoir. In order to assess uncertainty in reservoir properties, one must first know the deviation from the mean. It is recommended to select the deviation of the net-togross ratio from the mean on a distribution bar chart of the model (tied to log data), because we are dealing essentially with assessment of the uncertainty inherent in the model’s volumetrics. As can be inferred from Figure 3(I) the maximum net-to-gross ratio distribution density in accordance with the model is close to the interval of 15% deviation from the mean. The deviation of the netto-gross ratio from the mean in the crosshole space is close to 4-5%. Porosity Ratio The sources of porosity determination error include measurement techniques, instrument error, and subjective factors. The deviation was selected from porosity distribution based on log data in correlation with core data (Fig. 3(II)). It can be seen from Figure 3(II) that the maximum density of porosity values coincides with the 0.18-0.22 interval. This spread of values corresponds to 10% deviation from mean porosity. In the crosshole space, the deviation of porosity values is 0.6%, increasing to 0.8% toward field boundaries. The map indicates areas requiring updated data. Oil Saturation Factor The error in determining the oil saturation factor stems from the quality of interpretation of log data, reservoir resistivity determination error, groundwater level, height above groundwater level, capillary curve, etc. According to the model, the distribution of the oil saturation factor is at its maximum in the 0.4-0.7 interval, which corresponds to a 25% deviation from the mean (Fig. 3(III)). In the crosshole space, the deviation of oil saturation from the mean is 4.5%.

ROGTEC 37

БУРЕНИЕ Uncertainty in Oil Properties The oil shrinkage factor and density at the surface were determined as the average of a number of analyzed samples. To take the determination error into account, distribution functions were created with due account for the results of analysis of all oil samples in surface and reservoir conditions. The distributions provided the basis for calculation of oil parameter variances. Uncertainty of Oil-in-place Estimates After mapping of variances of each parameter in the oil-inplace estimation formula, variances of oil-in-place estimates are mapped by multiplying out variance maps for all parameters, provided that they are independent. A map of uncertainties inherent in the density of oil in place is shown in Figure 4. According to the map, the overall uncertainty in field reserves may amount to about 10% of original oil in place.

Рис. 3. Карта отклонений от среднего значения (а) и гистограмма распределения по модели (б) коэффициентов песчанистости (I), пористости (II) и нефтенасыщенности (III) Figure 3: Map of deviations from the mean (a) and bar chart of net-to-gross ratio (I), porosity ratio (II) and oil saturation factor (III) distribution as per model (b)

38 ROGTEC

A set of structural maps and maps of reservoir parameters with whatever errors they contained was used to produce a set of Vankor field reserve density maps, and estimation was made of the probability density and cumulative frequency functions for oil-in-place reserves expressed in tonnes. Over a set of one hundred calculations, the spread of oil-in-place estimates is within ±10% of the mean. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Неопределенность в свойствах нефти Пересчетный коэффициент и плотность нефти в поверхностных условиях определялись как среднее по анализу набора проб. Для учета погрешности были созданы функции распределения, учитывающие результаты анализа всех проб нефти в поверхностных и пластовых условиях. На основе распределений были рассчитаны дисперcии параметров нефти.

According to the diagram of sensitivity of oil reserves to the major estimation parameters, the most tangible impact on uncertainty in oil reserves within the bottom portions of the reservoir is produced by oil saturation, although in most cases it is the gross rock volume. This can be explained by the fact that most of the uncertainty is associated with the edges of the field and the space between two of its blocks, where rocks exhibit poorer reservoir properties (see Fig. 3).

Неопределенность в геологических запасах После того, как были построены карты дисперсий для каждого из входящих в формулу подсчета геологических запасов параметров, строится карта дисперсии геологических запасов перемножением карт дисперсий по всем параметрам при допущении их независимости. Карта неопределенностей плотности геологических запасов нефти представлена на рис. 4. Согласно карте общая неопределенность по запасам месторождения может составить около 10 % балансовых запасов. По набору структурных карт и карт параметров резервуара с учетом возможной ошибки был построен набор карт плотности запасов Ванкорского месторождения, оценены функции плотности вероятностей и накопленной частоты для геологических запасов в тоннах. По набору из 100 реализаций разброс значений геологических запасов составляет ± 10 % среднего значения. Согласно диаграмме чувствительности запасов к основным расчетным параметрам наибольшее влияние на неопределенность в запасах нижнего пласта оказывает коэффициент нефтенасыщенности, хотя в большинстве случаев – общий объем породы. Это можно объяснить тем, что наибольшая неопределенность в объеме породы наблюдается в краевых частях и между двумя блоками месторождения, а эти участки характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами (см. рис. 3). Заключение Предложенная методика оценки общей неопределенности геологических запасов позволяет планировать дальнейшие исследования на месторождениии, корректировать схему разработки с целью наиболее эффективного снижения совокупных геологических рисков, а следовательно, дает возможность повысить рентабельность проекта.

www.rogtecmagazine.com

Рис. 4. Карта отклонений от среднего значения плотности геологических запасов нефти Figure 4: Map of deviations of oil-in-place density from the mean Conclusion The proposed method for assessing the overall uncertainty inherent in oil-in-place estimates makes it possible to plan detailed exploration of the field and to refine the reservoir management plan in order to reduce the combined geological risks and, consequently, increase the profitability of the project. This article was published in the NK Rosneft Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-tekhnicheskiy Vestnik OAO NK Rosneft, No. 3, 2008, pp. 6-10) and won the third prize in the 2008 competition for the best publication in the newsletter. Printed with permission from the Editorial Board.

ROGTEC 39

БУРЕНИЕ

Бурение с большим удалением забоя от вертикали Отраслевые лидеры в этой области делятся с РОГТЕК своим видением достижений и перспектив этой технологии

Extended Reach Drilling ROGTEC Talks ERD with the Industry Heavyweights

Дин Уотсон Dean Watson

Киеран Фицпатрик Kieran Fitzpatrick

Виталий Чубриков Vitaly Chubrikov,

Брод Сатклифф Brod Sutcliffe

Вице-президент подразделения компании «Schlumberger» по выполнению бурильных работ и измерений в России

Менеджер по производству, «Halliburton Sperry Drilling», Россия

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

Директор по международному развитию бизнеса «Weatherford Drilling Services» Global Business

Operations Manager, Halliburton Sperry Drilling, Russia

Baker Hughes INTEQ, Business Development Manager, Russia

Development Director for Weatherford Drilling Services

Vice President of Schlumberger’s Drilling and Measurements business in Russia

Какие преимущества дают компаниям-операторам на российском рынке скважины с большим отходом от вертикали (БОВ)? Дин Уотсон: Главные преимущества использования скважин БОВ при разработке месторождений на российском рынке аналогичны другим регионам мира: наиболее экономически эффективное, экологичное решение, позволяющее получить доступ к удаленным коллекторам. Под экономической эффективностью подразумевается оптимизация инвестиций в развитие инфраструктуры, необходимой для разработки месторождения, с целью увеличения прибыли. Для Заказчика целесообразно использовать эту технологию, если скважины БОВ являются экономически эффективными. В некоторых случаях БОВ проекты могут применяться в России для добычи нефти, чтобы решить проблемы с экологией или на территориях со слаборазвитой инфраструктурой. Киеран Фицпатрик: Области применения 1. Увеличение продолжительности эксплуатации месторождений, находящихся на поздней стадии разработки (добывающих и нагнетающих скважин) 2. Разработка спутниковых месторождений 3. Исключение необходимости строительства

0 ROGTEC

What are the key advantages of ERD for the Russian market place? Dean Watson: The key advantages for ERD in the Russian market place are the same as they are in other market places: a cost effective solution with proven ROI, an environmental solution or an accessibility solution. By a cost effective solution the meaning is rationalization of ROI for the infrastructure required to exploit the assets. If ERD proves to be the most cost effective solution taking into account other drivers such as environmental issues or accessibility then it makes sense for our clients to use this technology. In some cases ERD can be rationalized in Russia to address environmental concerns or in areas where there is limited infrastructure. Kieran Fitzpatrick: Specific advantages of ERD are as follows: 1. Extend life of mature fields (producers/injectors). 2. Satellite field developments. 3. Eliminate drilling/production islands. 4. Access reserves in environmentally sensitive areas. 5. Traditional ERD, e.g. the world class wells in Sakhalin, where the use of a land rig and onshore production facilities to access offshore fields are much less expensive. They are able to operate all year (unlike offshore rigs in the frozen ocean), and more efficiently (but less expensive) www.rogtecmagazine.com

DRILLING искусственных островов для бурения скважин и добычи нефти и газа 4. Обеспечение доступа к ресурсам в районах с уязвимой природной средой 5. Традиционное бурение скважин с большим отходом забоя от вертикали, например, бурение соответствующих мировым стандартам скважин на Сахалине, где использование наземных буровых установок и береговых технологических комплексов для разработки морских месторождений обходится значительно дешевле, при этом их эксплуатация может вестись круглый год (в отличие от морских буровых установок в замерзающих морских акваториях) при соблюдении природоохранных требований и требований промышленной безопасности на более высоком уровне (и с меньшими затратами) 6. Кустовое бурение скважин БОВ с площадок в российской тундре, которое ведет к снижению воздействия на окружающую среду и обеспечивает возможность разбуривания залежей под озерами и реками, например, под озером Самотлор. Преимущества 1. Экономически эффективная разработка месторождений 2. Меньшее количество трубопроводов, сокращение количества единиц дорогостоящего подводного оборудования 3. Ускоренный ввод добывающих скважин в эксплуатацию 4. Переоценка вариантов разработки месторождений, ранее считавшихся экономически нецелесообразными 5. Планирование разработки новых специальных технологий БОВ. Виталий Чубриков: Существуют различные пути применения технологии бурения скважин БОВ на поздних стадиях разработки т.н. «зрелых» месторождений, а также при разработке новых месторождений. Ниже перечисляются отдельные преимущества: Месторождения на поздней стадии разработки: » Снижение капитальных затрат. Основная часть продукции поступает из Западной Сибири, где добыча, как правило, производится кустовым методом по причине заболоченности местности и неразвитости инфраструктуры. Применение технологии бурения скважин БОВ позволит с существующих буровых площадок достигать тех участков месторождения, для разработки которых в противном случае потребовалось бы оборудовать новые буровые площадки » Улучшение производительности скважин и продление их срока службы. Технология бурения скважин БОВ предусматривает использование www.rogtecmagazine.com

environmental and safety compliance. 6. Multiple well ERD from Russian tundra locations (pads), resulting in less environmental & ecological disturbance, as well as the ability to drill under lakes & rivers e.g. under Samotlor Lake. Benefits 1. Access reserves economically. 2. Fewer pipelines - reduction in costly subsea equipment. 3. Bring production forward. 4. Re-assess opportunities previously uneconomic. 5. Plan new bespoke ERD developments. Vitaly Chubrikov: ERD technology has different potential and applications for both mature (brown) and new (green) fields; outlined below are the separate advantages: Brown fields: » Capital costs reduction; most of production comes from W. Siberia where pad drilling is standard, due to the swampy landscape and limited existing infrastructure. ERD will allow the drilling of wells with longer range from existing pads to reach field areas which would normally require building new pads » Better production and longer wells life cycle. ERD employs Rotary Steerable Systems and Logging While Drilling technologies; the combination of these provides accurate wellbore placement in better quality reservoir zones that ensures better production and longer life cycles with ERD wells » Better production from complex water flooded fields; ERD will allow the setting of multiple geological targets to produce from several relatively good zones within water flooded zones Green Fields: » Less capital intensive field development projects. Pad and infrastructure construction on land (access roads, pipe lines, energy lines etc) are a significant part of capital investments to develop Green Fields, in some cases more than half of the entire field development costs. Introduction of ERD wells will allow the development of green fields from fewer pads, which will significantly reduce development costs. » Development of offshore green fields are even more capital intensive, and so the potential of capital cost reduction through the application of ERD technology is even better. » As already mentioned above, the advantages of RSS and LWD technologies are also fully applicable to green fields. Brod Sutcliffe: Weatherford offers a full range of drilling services for ERD wells. Our Revolution Rotary Steerable

ROGTEC 41

БУРЕНИЕ роторных управляемых систем и проведение каротажа в процессе бурения. Все это в целом позволяет осуществлять точное разбуривание наиболее высокопродуктивных пластов, что способствует повышению производительности и увеличению срока службы скважин в случае использования подобной технологии » Увеличение объемов добычи на сложных заводненных месторождениях. Технология бурения скважин БОВ позволяет достигать намеченных геологических объектов, чтобы вести добычу сразу из нескольких относительно пригодных для этого участков, располагающихся в заводненной зоне Вновь разрабатываемые месторождения: » Меньшая капиталоемкость проектов полного освоения месторождений. Для обустройства буровой площадки и создания надлежащей инфраструктуры (подъездных путей, трубопроводов, ЛЭП и т.д.) требуются значительные финансовые средства, составляющие существенную часть всех капитальных затрат, необходимых для разработки нового месторождения (в некоторых случаях более половины от общей суммы затрат). В случае применения технологии бурения скважин БОВ при разработке новых месторождений требуется оборудовать меньшее число буровых площадок, что позволяет резко сократить соответствующие расходы. » Разработка новых морских месторождений оказывается еще более капиталоемкой, поэтому возможность снижения капитальных затрат за счет применения технологии бурения скважин БОВ также возрастает. » Кроме того, при разработке новых месторождений также возможно использование роторных управляемых систем и технологий каротажа в процессе бурения, рассмотренных выше. Брод Сатклифф: Компания Weatherford предлагает весь спектр услуг по бурению скважин БОВ. Наши системы управляемого роторного бурения и каротажа в процессе бурения (Weatherfod LWD) в сочетании позволяют создать высокоэффективный комплекс для бурения скважин с большим отходом от вертикали. Мы предлагаем системы управляемого роторного бурения для любых диаметров ствола, как в проводном, так и в беспроводном исполнении, для скважин с повышенной скоростью вращения долота и скоростями проходки. Наши системы каротажа в процессе бурения поставили мировые рекорды по качеству измерений давления, температуры, изгибов ствола, а также обнаружения пульсаций в экстремальных условиях бурения — ключевой параметр БОВ. Наши системы каротажа в процессе бурения предлагают весь

42 ROGTEC

and Weatherfod LWD systems can be combined to provide an excellent Extended Reach Drilling System. We offer the Revolution System in all hole sizes and we now offer both wired and wireless motorized RSS options for increased bit speed and ROP. Our LWD systems holds world records for Pressure, Temperature, Dog Leg and for pulse detection in extreme drilling environments - a key attribute for ERD drilling. Our LWD systems offer a full complement of azimuthal measurements for GR, Spectral Gamma Ray, multifrequency resistivity, azimuthal density and thermal neutron porosity. All azimuthal measurements deliver both realtime and recorded data imaging and this data can easily be transported to any location with our Realtime Operations Service. Outside of the current economic situation what is the market and potential for ERD in Russia? Dean Watson: Although ERD is currently relatively small in Russia, this technology will continue to grow as offshore assets and eastern Siberia are developed. Kieran Fitzpatrick: 1. Sakhalin is the biggest market in Russia remaining at 1 – 3 rigs. ERD wells can bring additional reserves on line which may not be otherwise accessible with conventional well designs. As new reserves are identified in more isolated and remote locations, ERD well designs will have increased applications. 2. Please also refer to the below reference on potential fields Vitaly Chubrikov: Declining production in brown fields will make operators look for technologies to maintain or improve production, at increasing costs; eventually ERD would become economical for operators. Green field development will definitely employ ERD technology for discovered fields in the Barents Sea, Caspian, Sakhalin and Eastern Siberia. However at the moment ERD application is also limited by existing rigs fleet technical capabilities – in reality there are just a few rigs available across Russia technically capable to drill wells over 6,000m MD. Brod Sutcliffe: ERD drilling can dramatically reduce the environmental wellsite footprint of an operation as well as significantly reduce capital cost. Any market where these issues are concerns will benefit from ERD drilling. What are the key fields and regions for this technology? Dean Watson: Geographically potential markets exist where there are offshore assets as well as accessibility www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 43

БУРЕНИЕ комплекс азимутальных измерений для гаммакаротажа, спектрометрического гамма-каротажа, многочастотного каротажа сопротивления, определения азимутальной плотности и определения пористости методом нейтронного каротажа по тепловым нейтронам. Все азимутальные измерения обеспечивают графические построения как в режиме реального времени, так и по записанным данным, кроме того, эти данные могут быть легко переданы в любое место с помощью нашего сервиса Realtime Operations Service. Абстрагируясь от текущей экономической ситуации, каков рынок и потенциал для БОВ проектов в России? Дин Уотсон: Хотя количество пробуренных скважин БОВ в России в настоящее время относительно невелико, но оно продолжит расти по мере развития шельфовых месторождений и дальнейшей разработки Восточной Сибири. Киеран Фицпатрик: 1. Сахалин, где по-прежнему могут эксплуатироваться 1 – 3 установки, является крупнейшим сектором российского рынка. 2. Скважины БОВ могут позволить ввести в эксплуатацию дополнительные месторождения, которые так или иначе не могут разрабатываться с использованием скважин стандартной конструкции. По мере определения новых залежей в более изолированных и удаленных районах бурение скважин БОВ будет использоваться все чаще. 3. Обратите также внимание на указанные ниже перспективные месторождения. Виталий Чубриков: Снижение добычи на «зрелых» месторождениях заставляет операторов искать технологии, которые позволили бы сохранить объемы добычи на прежнем уровне или увеличить их. Все это приводит к дополнительным затратам, тогда как применение технологии бурения скважин БОВ оказывается для операторов более экономичным. Вне всяких сомнений, технология бурения скважин БОВ будет применяться при разработке новых месторождений в Баренцевом и Каспийском морях, на о. Сахалин и в Восточной Сибири. Однако в настоящий момент применение технологии бурения скважин БОВ также ограничивается техническими возможностями существующего флота буровых установок – реально сейчас в России имеется всего несколько буровых установок, технические характеристики которых позволяют бурить скважины глубиной свыше 6 тыс. м. Брод Сатклифф: Бурение скважин с большим отходом от вертикали позволяет резко

44 ROGTEC

issues potentially caused by a lack of infrastructure. The following come to mind: Sakhalin, the Caspian, the far north and eastern Siberia. Kieran Fitzpatrick: On Sakhalin, Odoptu and possibly others; remote tundra fields in NW Siberia and fields where the cost of a platform is prohibitive, e.g. Shtokman. Also, Near-shore fields in the Barents Sea and Ob River delta (areas frozen in winter so not suitable for platforms) by ERD. Inland ERD wells are likely to get longer from larger tundra pads to reduce environmental footprint. Vitaly Chubrikov: Barents Sea, Caspian, Sakhalin, Eastern Siberia, some recently discovered fields in W. Siberia and Komi in remote areas. What are the key factors for success in planning and delivering ERD wells? Dean Watson: Key factors for the success in ERD are: innovative technology, people expertise, process organization and communication. Appreciation to the cost involved and the potential downside if there is a major or catastrophic event should be fully understood. Success is in the planning and detail and Schlumberger has a proven track record to successfully delivery ERD wells. People and the competency of people at the wellsite are important elements to the delivery of ER wells and so developing knowledge and expertise, through training should be put in place well in advance. Promoting communication between all members of the project will provide another success factor. Time for the planning cycle is essential. Drilling an ER well is not just an extension of a typical directional well. Depending on the scale of the project or well, the required or suggested planning and lead time could be between 2 to 4 years lead time, from the conceptual phase through to spud. There are numerous design criteria that have to be considered in detail for ERD. The final geometric profile and planned well trajectory is key, especially the build up section. This section must be planned to accommodate minimal tortuosity and a “smooth” well bore, a factor that plays an important deliverable in the final execution of the well and the ability to run tubulars throughout the well. Other factors that have to be managed are wellbore stability, ECD management, wellbore positioning and realtime monitoring. The later point illustrates the requirement to plan for the ability to maintain good data telemetry and data management throughout the well execution. ECD management and planning is vital during the modeling phase as this alone could be a limiting factor for the well www.rogtecmagazine.com

DRILLING Ń ĐžĐşŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;Đ¸Ń&#x201A;Ń&#x152; ĐźĐ°Ń Ń&#x2C6;Ń&#x201A;Đ°ĐąŃ&#x2039; Đ˛ĐžĐˇĐ´ĐľĐšŃ Ń&#x201A;Đ˛Đ¸Ń? ĐąŃ&#x192;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń&#x20AC;Đ°ĐąĐžŃ&#x201A; Đ˝Đ° ĐžĐşŃ&#x20AC;Ń&#x192;ĐśĐ°Ń&#x17D;Ń&#x2030;Ń&#x192;Ń&#x17D; Ń Ń&#x20AC;ĐľĐ´Ń&#x192; ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ ĐžĐ´Đ˝ĐžĐ˛Ń&#x20AC;ĐľĐźĐľĐ˝Đ˝ĐžĐź Ń Ń&#x192;Ń&#x2030;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐź Ń ĐžĐşŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x2030;ĐľĐ˝Đ¸Đ¸ ĐşĐ°ĐżĐ¸Ń&#x201A;Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; ĐˇĐ°Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;. Đ&#x2018;Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Đ¸Đľ Ń ĐşĐ˛Đ°ĐśĐ¸Đ˝ Ń ĐąĐžĐťŃ&#x152;Ń&#x2C6;Đ¸Đź ĐžŃ&#x201A;Ń&#x2026;ĐžĐ´ĐžĐź ĐžŃ&#x201A; Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x201A;Đ¸ĐşĐ°ĐťĐ¸ Đ´Đ°ĐľŃ&#x201A; Ń?ĐşĐžĐ˝ĐžĐźĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đš Ń?Ń&#x201E;Ń&#x201E;ĐľĐşŃ&#x201A; Đ˝Đ° Đ˛Ń ĐľŃ&#x2026; Ń&#x20AC;Ń&#x2039;Đ˝ĐşĐ°Ń&#x2026;, ĐłĐ´Đľ Đ˛Đ°ĐśĐ˝Ń&#x2039; Ń?Ń&#x201A;Đ¸ Đ°Ń ĐżĐľĐşŃ&#x201A;Ń&#x2039;. Đ&#x161;Đ°ĐşĐžĐ˛Ń&#x2039; ĐşĐťŃ&#x17D;Ń&#x2021;ĐľĐ˛Ń&#x2039;Đľ Ń&#x20AC;ĐľĐłĐ¸ĐžĐ˝Ń&#x2039; Đ¸ ĐžĐąĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ¸ Đ´ĐťŃ? ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ĐźĐľĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ´Đ°Đ˝Đ˝ĐžĐš Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝ĐžĐťĐžĐłĐ¸Đ¸? Đ&#x201D;Đ¸Đ˝ ĐŁĐžŃ&#x201A;Ń ĐžĐ˝: Đ&#x201C;ĐľĐžĐłŃ&#x20AC;Đ°Ń&#x201E;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸ ĐżĐžŃ&#x201A;ĐľĐ˝Ń&#x2020;Đ¸Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝Đ°Ń? Đ˛ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x20AC;ĐľĐąĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ´Đ°Đ˝Đ˝ĐžĐš Ń&#x201A;ĐľŃ&#x2026;Đ˝ĐžĐťĐžĐłĐ¸Đ¸ Ń Ń&#x192;Ń&#x2030;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛Ń&#x192;ĐľŃ&#x201A; Ń&#x201A;Đ°Đź, ĐłĐ´Đľ ĐľŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; Ń&#x2C6;ĐľĐťŃ&#x152;Ń&#x201E;ĐžĐ˛Ń&#x2039;Đľ ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń?, Ń&#x201A;Đ°Đş ĐśĐľ ĐşĐ°Đş ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐąĐťĐľĐźŃ&#x2039; Đ´ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x192;ĐżĐ° Đş ĐşĐžĐťĐťĐľĐşŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ°Đź, Đ˛Ń&#x2039;ĐˇĐ˛Đ°Đ˝Đ˝Ń&#x2039;Đľ Đ˝ĐľŃ&#x20AC;Đ°ĐˇĐ˛Đ¸Ń&#x201A;ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń&#x17D; Đ¸Đ˝Ń&#x201E;Ń&#x20AC;Đ°Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐşŃ&#x201A;Ń&#x192;Ń&#x20AC;Ń&#x2039;. ĐŃ&#x201A;Đž ĐžĐˇĐ˝Đ°Ń&#x2021;Đ°ĐľŃ&#x201A;: ĐĄĐ°Ń&#x2026;Đ°ĐťĐ¸Đ˝, Đ&#x161;Đ°Ń ĐżĐ¸ĐšŃ ĐşĐžĐľ ĐźĐžŃ&#x20AC;Đľ, Đ&#x161;Ń&#x20AC;Đ°ĐšĐ˝Đ¸Đš ĐĄĐľĐ˛ĐľŃ&#x20AC; Đ¸ Đ&#x2019;ĐžŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x2021;Đ˝Đ°Ń? ĐĄĐ¸ĐąĐ¸Ń&#x20AC;Ń&#x152;. Đ&#x161;Đ¸ĐľŃ&#x20AC;Đ°Đ˝ Đ¤Đ¸Ń&#x2020;ĐżĐ°Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ¸Đş: 1. ĐĄĐ°Ń&#x2026;Đ°ĐťĐ¸Đ˝: ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đľ Đ&#x17E;Đ´ĐžĐżŃ&#x201A;Ń&#x192; Đ¸, Đ˛ĐžĐˇĐźĐžĐśĐ˝Đž, Đ´Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐłĐ¸Đľ. 2. Đ&#x153;ĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ˛ Ń&#x192;Đ´Đ°ĐťĐľĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Ń&#x20AC;Đ°ĐšĐžĐ˝Đ°Ń&#x2026; Ń&#x201A;Ń&#x192;Đ˝Đ´Ń&#x20AC;Ń&#x2039; Đ˝Đ° Ń ĐľĐ˛ĐľŃ&#x20AC;Đž-ĐˇĐ°ĐżĐ°Đ´Đľ ĐĄĐ¸ĐąĐ¸Ń&#x20AC;Đ¸. 3. Đ&#x153;ĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń?, Đ˝Đ° ĐşĐžŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸ĐˇĐ´ĐľŃ&#x20AC;ĐśĐşĐ¸ ĐżĐž Ń?ĐşŃ ĐżĐťŃ&#x192;Đ°Ń&#x201A;Đ°Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ ĐżĐťĐ°Ń&#x201A;Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźŃ&#x2039; Ń?Đ˛ĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? Đ˝ĐľĐżĐžĐźĐľŃ&#x20AC;Đ˝Đž Đ˛Ń&#x2039;Ń ĐžĐşĐ¸ĐźĐ¸, Đ˝Đ°ĐżŃ&#x20AC;Đ¸ĐźĐľŃ&#x20AC;, Đ¨Ń&#x201A;ĐžĐşĐźĐ°Đ˝ĐžĐ˛Ń ĐşĐžĐľ ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Đľ. 4. Đ&#x;Ń&#x20AC;Đ¸ĐąŃ&#x20AC;ĐľĐśĐ˝Ń&#x2039;Đľ ĐźĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń? Đ˛ Đ&#x2018;Đ°Ń&#x20AC;ĐľĐ˝Ń&#x2020;ĐľĐ˛ĐžĐź ĐźĐžŃ&#x20AC;Đľ Đ¸ Đ˛ Đ´ĐľĐťŃ&#x152;Ń&#x201A;Đľ Ń&#x20AC;ĐľĐşĐ¸ Đ&#x17E;ĐąŃ&#x152; (Ń&#x192;Ń&#x2021;Đ°Ń Ń&#x201A;ĐşĐ¸, ĐşĐžŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x2039;Đľ ĐżŃ&#x20AC;ĐžĐźĐľŃ&#x20AC;ĐˇĐ°Ń&#x17D;Ń&#x201A;

delivery and operations. Planning for realtime monitoring is essential so as the drilling progresses the performance versus the model can be tracked and updated as necessary. Operational challenges have to be evaluated and contingency planning put in place. Torque and drag, hole cleaning, barite sag, well control, these are all additional factors that have to be considered at the design phase. This is where the selection of the correct downhole drilling technology is critical. Rotary steerable systems are now the drilling technology of choice for ERD, as they provide the opportunity to deliver continual rotation, promote good hole cleaning and hence avoid the opportunity for stuck pipe or inducing pack-offs or poor well bore stability. The completion type and any future well intervention must be considered as one of the primary design criteria. In line with all the design factors, obviously then the rig must be sized to accommodate all the operations from drilling, tripping, completion running and workover capability, all of which may require upgrades to the equipment or sourcing of an ERD capable, specific rig. Kieran Fitzpatrick: An ERD well is a very sensitive system so it is essential that with so many variables that can affect the eventual success of an ERD project that all aspects of

64 4]TaVh

Â&#x201C;Ă? Ă&#x2021;Ă&#x2026;Â´Ă&#x2021;Â˝Ă Ă&#x201A;Â´Ă?Ă&#x2C6; Ă&#x2019;Ă&#x201A;ÂšĂ&#x2026;ÂˇÂ˝Ă&#x201C; Ă&#x152;Ă&#x2021;Ă&#x192;ÂľĂ? Ă&#x2020;Ă&#x2019;ÂżĂ&#x192;Ă&#x201A;Ă&#x192;Ă Â˝Ă&#x2021;Ă&#x2018; Â&#x2C6;Â´Ă?Ă&#x2C6; Â&#x2C6; Ă&#x201E;ÂšĂ&#x2026;ÂśĂ&#x2C6;Ă&#x201C; Ă&#x192;Ă&#x152;ÂšĂ&#x2026;ÂšÂ¸Ă&#x2018; Ă&#x2019;ÂżĂ&#x192;Ă&#x201A;Ă&#x192;Ă Â˝Ă&#x152;ÂšĂ&#x2020;ÂżÂ´Ă&#x201D; Ă&#x2019;Ă&#x2030;Ă&#x2030;ÂšÂżĂ&#x2021;Â˝ÂśĂ&#x201A;Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă&#x2021;Ă&#x2018; Â&#x201D;Ă&#x192; Âż Ă&#x2021;Ă&#x192;Ă Ă&#x2C6; ÂťÂš Â˝ ÂźÂ´Ă&#x17D;Â˝Ă&#x2021;Â´ Ă&#x192;ÂżĂ&#x2026;Ă&#x2C6;ÂťÂ´Ă&#x201C;Ă&#x17D;ÂšÂž Ă&#x2020;Ă&#x2026;ÂšÂ¸Ă? Â&#x2DC; Ă&#x201E;Ă&#x192;Ă Ă&#x192;Ă&#x17D;Ă&#x2018;Ă&#x201C; ÂˇÂ´ÂźĂ&#x192;ÂśĂ?Ă&#x160; Â¸ÂśÂ˝ÂˇÂ´Ă&#x2021;ÂšĂ&#x20AC;ÂšÂž ,GPDCEJGT )' Ă&#x201E;Ă&#x2026;ÂšĂ&#x192;ÂľĂ&#x2026;Â´ÂźĂ&#x2C6;ÂšĂ&#x2021; Ă&#x201E;Ă&#x192;Ă&#x201E;Ă&#x2C6;Ă&#x2021;Ă&#x201A;Ă?Âž Ă&#x201A;ÂšĂ&#x2030;Ă&#x2021;Ă&#x201D;Ă&#x201A;Ă&#x192;Âž ÂˇÂ´Âź Ă&#x201D;ÂśĂ&#x20AC;Ă&#x201D;Ă&#x201C;Ă&#x17D;Â˝ÂžĂ&#x2020;Ă&#x201D; Ă&#x2039;ÂšĂ&#x201A;Ă&#x201A;Ă?Ă Ă&#x201E;Ă&#x2026;Â˝Ă&#x2026;Ă&#x192;Â¸Ă&#x201A;Ă?Ă Ă&#x2026;ÂšĂ&#x2020;Ă&#x2C6;Ă&#x2026;Ă&#x2020;Ă&#x192;Ă Âś Ă&#x2019;Ă&#x201A;ÂšĂ&#x2026;ÂˇÂ˝Ă&#x201C; Â&#x2122;Â´ÂżÂ˝Ă Ă&#x192;ÂľĂ&#x2026;Â´ÂźĂ&#x192;Ă ÂľĂ&#x20AC;Â´ÂˇĂ&#x192;Â¸Â´Ă&#x2026;Ă&#x201D; Ă&#x201E;Ă&#x192;Ă&#x20AC;Ă&#x2C6;Ă&#x152;Âš Ă&#x201A;Â˝Ă&#x201C; Ă&#x2019;Ă&#x20AC;ÂšÂżĂ&#x2021;Ă&#x2026;Â˝Ă&#x152;ÂšĂ&#x2020;Ă&#x2021;ÂśÂ´ Â˝ Ă&#x2021;ÂšĂ&#x201E;Ă&#x20AC;Â´ Ă&#x201A;Â´ Ă ÂšĂ&#x2020;Ă&#x2021;Âš Ă&#x2019;ÂżĂ&#x2020;Ă&#x201E;Ă&#x20AC;Ă&#x2C6;Â´Ă&#x2021;Â´Ă&#x2039;Â˝Â˝ Ă&#x2019;Ă&#x2021;Ă&#x192; Ă&#x201E;Ă&#x2026;ÂšÂ¸Ă&#x2020;Ă&#x2021;Â´ÂśĂ&#x20AC;Ă&#x201D;ÂšĂ&#x2021; Ă&#x2020;Ă&#x192;ÂľĂ&#x192;Âž ÂźÂ´Ă ÂšĂ&#x152;Â´Ă&#x2021;ÂšĂ&#x20AC;Ă&#x2018;Ă&#x201A;Ă&#x2C6;Ă&#x201C; ÂśĂ&#x192;ÂźĂ Ă&#x192;ÂťĂ&#x201A;Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă&#x2021;Ă&#x2018; Ă&#x2020;Ă&#x2019;ÂżĂ&#x192;Ă&#x201A;Ă&#x192;Ă Â˝Ă&#x2021;Ă&#x2018; ÂźÂ´Ă&#x2021;Ă&#x2026;Â´Ă&#x2021;Ă? Ă&#x201A;Â´ Â¸Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă&#x2021;Â´ÂśÂżĂ&#x2C6; Â¸Â˝ÂźÂšĂ&#x20AC;Ă&#x2018;Ă&#x201A;Ă&#x192;ÂˇĂ&#x192; Ă&#x2021;Ă&#x192;Ă&#x201E;Ă&#x20AC;Â˝ÂśÂ´ Âś Ă&#x2C6;Â¸Â´Ă&#x20AC;ÂşĂ&#x201A;Ă&#x201A;Ă?Âš Ă ÂšĂ&#x2020;Ă&#x2021;Ă&#x201A;Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă&#x2021;Â˝ Â&#x2018;Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă Âš Ă&#x2021;Ă&#x192;ÂˇĂ&#x192; Ă&#x2019;Ă&#x2021;Ă&#x192; Ă&#x201D;ÂśĂ&#x20AC;Ă&#x201D;ÂšĂ&#x2021;Ă&#x2020;Ă&#x201D; Ă&#x192;Ă&#x2021;Ă&#x20AC;Â˝Ă&#x152;Ă&#x201A;Ă?Ă Ă&#x2020;Ă&#x201E;Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă&#x192;ÂľĂ&#x192;Ă Ă&#x2020;Ă&#x201A;Â˝ÂťÂšĂ&#x201A;Â˝Ă&#x201D; ÂśĂ?ÂľĂ&#x192;Ă&#x2026;Ă&#x192;Ă&#x2020;Ă&#x192;Âś Ă&#x2C6;ÂˇĂ&#x20AC;ÂšÂżÂ˝Ă&#x2020;Ă&#x20AC;Ă&#x192;ÂˇĂ&#x192; ÂˇÂ´ÂźÂ´ ÂżĂ&#x192;Ă&#x2021;Ă&#x192;Ă&#x2026;Ă?Âš ÂľĂ?Ă&#x20AC;Â˝ ÂľĂ? Â˝Ă&#x201A;Â´Ă&#x152;Âš Ă&#x2026;ÂšÂźĂ&#x2C6;Ă&#x20AC;Ă&#x2018;Ă&#x2021;Â´Ă&#x2021;Ă&#x192;Ă Â˝Ă&#x2020;Ă&#x201E;Ă&#x192;Ă&#x20AC;Ă&#x2018;ÂźĂ&#x192;ÂśÂ´Ă&#x201A;Â˝Ă&#x201D; Â¸Â˝ÂźÂšĂ&#x20AC;Ă&#x2018;Ă&#x201A;Ă&#x192;ÂˇĂ&#x192; Ă&#x2021;Ă&#x192;Ă&#x201E;Ă&#x20AC;Â˝ÂśÂ´ Â&#x2021;Ă&#x192;Ă&#x20AC;ÂšÂš Ă&#x201E;Ă&#x192;Â¸Ă&#x2026;Ă&#x192;ÂľĂ&#x201A;Ă&#x2C6;Ă&#x201C; Â˝Ă&#x201A;Ă&#x2030;Ă&#x192;Ă&#x2026;Ă Â´Ă&#x2039;Â˝Ă&#x201C; Ă&#x192; Ă&#x201A;Â´Ă?Â˝Ă&#x160; Ă&#x2C6;Ă&#x201A;Â˝ÂśÂšĂ&#x2026;Ă&#x2020;Â´Ă&#x20AC;Ă&#x2018;Ă&#x201A;Ă?Ă&#x160; Â¸ÂśÂ˝ÂˇÂ´Ă&#x2021;ÂšĂ&#x20AC;Ă&#x201D;Ă&#x160; Â&#x2C6;Ă? Ă&#x201A;Â´ÂžÂ¸ÂşĂ&#x2021;Âš Ă&#x201A;Â´ Ă&#x2020;Ă&#x2021;Ă&#x2026;Â´Ă&#x201A;Â˝Ă&#x2039;Âš YYY IGLGPDCEJGT EQO

64 4]TaVh 9T]QPRWTa VPb T]VX]Tb 0dbcaXP 7TPS`dPacTab %! 9T]QPRW C #" $!## % 5 #" $!## % $!& YT]QPRWTa adbbXP/VT R^\

БУРЕНИЕ в зимнее время и поэтому не подходят для использования платформ) для бурения скважин БОВ. 5. Вероятно, следует ожидать бурения скважин БОВ увеличенной длины с более крупных кустовых площадок в тундре для снижения степени воздействия на окружающую среду. Виталий Чубриков: Баренцево и Каспийское моря, о. Сахалин, Восточная Сибирь, несколько недавно открытых месторождений в удаленных районах Западной Сибири и Республики Коми. Где может применяться технология бурения скважин БОВ (основные месторождения и регионы)? Дин Уотсон: Основой для успеха при бурении скважин БОВ являются: использование передовой технологии, профессионализм сотрудников, правильная организация процессов и налаженная коммуникация между различными сторонами - участниками проекта. Основным фактором должно являться понимание стоимости проекта и величины потерь в случае аварий различного масштаба, например, катастрофических последствий в случае нарушения одной из операций в технологической цепи. Детали определяют успех. Люди и их профессионализм на буровой - важные элементы процесса бурения скважин БОВ. Постоянное обучение и обмен опытом должны быть заранее налажены на предприятии. Развитие навыков коммуникации между всеми членами проекта является еще одним важным фактором успеха. Очень важно время, выделяемое для проектирования. Бурение скважин БОВ – это не просто более сложная наклонно-направленная скважина. В зависимости от масштаба проекта или сложности скважины, требуемое или рекомендуемое время планирования и подготовки может занимать от 2 до 4 лет, от концепции до первого долбления. Во время проектирования скважин БОВ требуется детально проанализировать большое количество различных критериев. Ключевые моменты - конечный геометрический профиль и планируемая траектория скважины, особенно секция набора параметров. Эта секция должна быть спланирована таким образом, чтобы обеспечить минимальную извилистость и «гладкий» ствол скважины, параметры, которые играют важную роль для окончательного строительства скважины и возможности осуществления СПО бурильных, обсадных труб и забойного оборудования. Другие факторы, которые необходимо принять во внимание,- это стабильность стенок ствола скважины, циркуляционная плотность промывочной жидкости, геологическая проводка скважины в наилучшей зоне пласта и мониторинг параметров бурения и свойств

46 ROGTEC

the wells are very carefully planned. There must be a total team effort during the planning and execution of the well. Drilling Environment, Well Engineering and well designs, and drilling parameters play a very important role in ERD Well Design: Drilling Environment Onshore / Offshore Lithology Shallow Gas Pore Pressure Fracture Gradient Depleted Zones Faults Seismic Data Well Design Profile Design Hole Size Casing Designs Torque and Drag Hydraulics Hole Cleaning Borehole Stability Risk Mitigation Lessons Learnt Drilling Parameters Drill String Design Rig Limits Mud Design Operating Procedures ECD Management Directional Control NCW Technology Casing Running Completions During the planning phase, great care must be taken to get the best possible rock strength analysis done. The second critical part of the planning phase is the best possible torque & drag modelling. This should include drilling fluid lubricity testing. Accurate Equivalent Circulating Density (ECD) & hole cleaning modelling are also required. It is also essential to determine/model whether casing will run in the hole conventionally. Premium casing threads are needed, as the casing may have to be pushed. It may be necessary to float casing into at least one hole section, as well as running roller centralizers. In the operating phase, torque & drag monitoring is the most important parameter to monitor the build up of cuttings’ beds in the low side of the hole. Consistent procedures to measure pick-up/slack-off weight & torque on connections are essential. Premium drilling fluid lubricants, e.g. TORQ-TRIM® 22 lubricant will be needed as well as mechanical torque reduction equipment, e.g. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

5IF /FYU (FOFSBUJPO 1#- #ZQBTT 4ZTUFNT 5IF 6MUJNBUF JO .VMUJQMF "DUJWBUJPO %SJMMJOH $JSDVMBUJOH 4ZTUFNT %6"- 1035&% "650 -0$, 4:45&.

АВТОЗАТВОРНЫЕ СИСТЕМЫ ОБХОДА

t 1VNQ .BYJNVN $PODFOUSBUJPO PG -$. t 1VNQ .BYJNVN 'MPX 3BUFT 'PS )PMF $MFBOJOH t 5SJQ %SZ 1JQF

41-*5 '-08 #:1"44 4:45&.4 t 4QMJU 'MPX 'PS .BYJNVN 'MPX 3BUFT 8IJMF %SJMMJOH t 3FEVDF &$% 4 t &YUFOE 5IF -JNJUT 0G )JHI 5FNQ %SJMMJOH 0QFSBUJPOT

#*( #03& #:1"44 t 8JSFMJOF 3FUSJFWBCJMJUZ 5ISPVHI 5IF #JH #PSF

DSI

« Переводник PBL »

Тел.: +7 912 939 6831

DRILLING SYSTEMS INTERNATIONAL

XXX ETJ QCM DPN www.rogtecmagazine.com

PBL МНОГОКРАТНОЙ АКТИВАЦИИ

www.dsi-pbl.com ROGTEC 7

БУРЕНИЕ призабойной зоны в режиме реального времени. Последнее иллюстрирует необходимость планирования устойчивости передачи данных и управление типами передаваемых данных с забоя на поверхность на всем протяжении скважины. Жизненно важно осуществлять контроль и планирование величины циркуляционной плотности промывочной жидкости на этапе моделирования, так как это может быть ограничивающим фактором в процессе бурения и проведения скважинных операций. Важно запланировать мониторинг параметров в режиме реального времени, чтобы отслеживать изменения по сравнению с моделируемыми данными и изменять модель, если потребуется. Осевые нагрузки и крутящий момент, очистка ствола от шлама, оседание барита, контроль скважины – это дополнительные факторы, которые необходимо учитывать на фазе планирования. На этом этапе становится критичным выбор правильной технологии бурения. В настоящее время предлагаемые роторные управляемые системы являются оптимальным вариантом для бурения скважин БОВ, так как они обеспечивают направленное бурение при непрерывном вращении бурильной колонны, создают условия для эффективного выноса шлама, что позволяет избежать прихвата колонны и КНБК, вызова осыпей и проблем со стабильностью стенок ствола скважины. В качестве одного из основных критериев проектирования необходимо принять во внимание тип заканчивания скважины и возможные методы интенсификации добычи. Необходимо оценить операционные риски и составить план действий на случай чрезвычайных ситуаций.

drill string torque reduction (DSTR) subs. Both factors (torque & drag and fluid lubricants) are essential during well completion as well as drilling phase. Another key item is the final completion string. Well screens with a Swellpacker® isolation system are a proven option to cementing which is very difficult in long horizontal sections. Finally, the rig must have the capability. The drill string will see big loads, so premium connections are required. Big pipe (5-7/8” or 6-5/8”) is recommended for more pulling power, more torque, less buckling & better hole cleaning. The pumps must be big & the standpipe pressure rating adequate (5000 psi recommended). The top drive must be able to rotate at least at 120 rpm with high torque loads. A Pressure-while-drilling (PWD) tool is needed to monitor ECD. Every tool, joint of pipe, sub, etc. should be benchmark tested, labelled & hours tracked in a register to minimise the risk of failure. Non-spec tubulars & tools should be removed from the rig. The shakers must have the ability to handle high flow rates with high cuttings’ loads through fine mesh screens. The concentration of ultra-fine solids builds rapidly due to “mortar & pestle” grinding by the drill pipe against the low side of the hole, so extra centrifuges & high dilution rates are needed. The key is careful planning. You need enough time & resources to do this thoroughly. Vitaly Chubrikov: Good geological field knowledge; custom-planned wells; involvement of the Operator, Rig Contactor and Service Companies engineering, geological and operational experts in all well planning and execution and a lessons-learned cycle to improve efficiency and performance on each following well.

Наряду с другими критериями проектирования скважин БОВ, очевидно, что буровая установка должна быть способна выполнять все операции, связанные с бурением, СПО, заканчиванием скважины, а также с КРС, что может потребовать проведения усовершенствования оборудования или дополнительного финансирования для получения буровой установки с достаточными характеристиками.

Brod Sutcliffe: ERD drilling is in most cases an offshore operations. There is limited activity onshore to to the high cost. However difficult terrain, environmental site issues and near shore locations to offshore reservoirs can bring an opportunity to onshore ERD. Any fields agreeable to the business drivers such as limited surface access or superior economic choice would be open to an ERD application.

Киеран Фицпатрик: Скважина БОВ - крайне чувствительная система, поэтому, учитывая все множество различных переменных параметров, которые могут отрицательно сказаться на конечном успехе проекта бурения, крайне важно, чтобы все характеристики скважин были самым тщательным образом рассчитаны. При проектировании и строительстве скважины должны быть задействованы усилия всех подразделений.

Dean Watson: Obvious benefits of our specific ERD solution would be to deliver the well with good performance, with in the project time line and cost effectively. Good planning and lead time would ensure that the correct and appropriate technology, services and rig selection or upgrades could be planned and delivered. Ultimately resulting in a final proposed well design to reduce risk and maximize success. This is based on Schlumberger’s leading position in the ERD market and a

48 ROGTEC

What are the key benefits of your specific ERD solution?

www.rogtecmagazine.com

DRILLING При проектировании скважин БОВ очень большое значение имеют условия бурения, технологии эксплуатации скважин и конструкции скважин, а также параметры режимов бурения. Условия бурения На береговом/морском участке Литология Приповерхностный газ Поровое давление Градиент давления гидроразрыва Истощенные пласты Сдвиги горной породы Данные сейсморазведки Конструкция скважин Расчет профиля скважины Диаметр ствола скважины Конструкции обсадных колонн Скруч. и осев. нагр. на бур. кол. Гидравлика Промывка ствола Устойчивость ствола скважины Снижение рисков Извлеченные уроки Параметры режимов бурения Конструкция бурильной колонны Предельные возможности бур. установки Состав бурового раствора Технологические регламенты Регулирование эквив. пл-сти циркуляции Упр-е азимутом искривл-я ствола скважины Нетрадиционные технологии стр-ва скважин Спуск обсадной колонны Заканчивание скважин

proven track record with both appropriate technology and the people (their knowledge and expertise) to make this happen. Kieran Fitzpatrick: Halliburton’s Sperry Drilling and Drill Bits and Services provide a matched drilling system that minimizes the amount of ‘spiraling’ in the wellbore. Our ‘point-the-bit’ Geo-Pilot® rotary steerable system matched with a long-gauge Geo-Pilot® bit deliver a smooth, nontortuous wellbore. When spiraling in the well occurs over the many thousands of meters it can result in numerous problems such as excessive torque and drag and poor hole cleaning. Elimination of this spiraling increases the chance of being able to drill the section successfully and minimizes problems when running casing or completions. In addition, Sperry Drilling has a comprehensive range of logging-while-drilling (LWD) sensors which can provide solutions for formation evaluation, geosteering and wellbore stability without having to use wireline logging techniques which can be expensive, difficult and risky in an ERD well. Using Max3Di™ drilling optimization software, directional drilling efficiency and reliability can be increased by immediately detecting out-of-bound conditions. Drilling costs can be reduced and the decision-making process can be expedited by providing key data to personnel both at the rigsite and in Real Time Centers, where drilling performance can be modeled before going downhole to choose optimum parameters and avoid surprises. Post-well analysis with instant replay allows us to identify problems and work on solutions for future wells.

На этапе проектирования особое внимание следует уделять точности прогнозирования прочностных характеристик породы. Второй ответственной частью этапа проектирования является обеспечение максимально точного моделирования скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну. Кроме того, необходимо провести испытания смазывающих свойств бурового раствора, точно рассчитать эквивалентную плотность бурового раствора при циркуляции (ЭПЦ) и смоделировать процесс промывки ствола.

For Sperry Drilling the key advantages are as follows: 1. Experience in drilling extended reach wells in different counties around the world. 2. Well Engineering Design and planning, specific engineering group. 3. Real Time Centers 4. StrataSteer® 3D geosteering service. 5. BHA analysis with MaxBHA™ software. 6. Well optimization of drilling parameters. Max3Di drilling optimization software. Quicker drilling times and reduced formation exposure time. 7. GeoTap® formation pressure tester and pressurewhile-drilling LWD tools aid with the calculation of correct formation pore pressures and ECD circulating pressures to help maintain the optimum mud systems and hole cleaning. This enables ERD wells to be drilled with real-time data transmission.

Важно также определить, будет ли производиться спуск обсадной колонны в ствол скважины обычными методами, и смоделировать проведение такого спуска. Резьба обсадных труб должна быть повышенной прочности, поскольку при спуске обсадной колонны может потребоваться ее проталкивание. Может потребоваться спускать обсадную колонну на плаву как минимум на одном участке ствола, а также спускать центраторы.

Mud systems, Baroid: 1. Experience (Baroid have engineered 25 of the 30 longest reach wells in the world). 2. Suitable fluids, engineered for stability, lubricity & minimum ECD. 3. DFG™ software for best-in-class hydraulics & ECD prediction. 4. Premium lubricants for drilling & completion fluids. 5. Wellbore stability software & wellbore strengthening

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 49

БУРЕНИЕ При производстве работ наиболее важным является контроль скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну при наблюдении за процессом скопления шлама в нижней части ствола скважины. Необходимо выполнять регулярные замеры веса бурильной колонны при подъеме и спуске, а также скручивающей нагрузки на соединения. Потребуются высококачественные смазывающие добавки для промывочных жидкостей, например, добавка TORQTRIM® 22, и механические устройства для уменьшения скручивающих нагрузок, например, специальные переводники для бурильных колонн, уменьшающие скручивающие нагрузки (DSTR). При заканчивании скважины, а также на этапе бурения оба фактора (скручивающие и осевые нагрузки на бурильную колонну и промывочные жидкости) играют большую роль.

technologies & products (WellSET™ Lost Circulation Treatment). 6. Optimized rheology under downhole conditions for maximum hole cleaning.

Другим важным компонентом является компоновка заканчивания. Скважинные фильтры и системы разбухающих пакеров Swellpacker® являются проверенной альтернативой цементированию скважин, трудно осуществимому на больших горизонтальных участках.

Dean Watson: The challenges in the Russian market are the same as they are in other ERD markets.

Наконец, сама буровая установка должна иметь соответствующие характеристики. Бурильная колонна будет испытывать большие нагрузки, поэтому все соединения должны обладать повышенной прочностью. Для обеспечения более высокой грузоподъемности, более высокого крутящего момента, меньшей деформации труб и более эффективной промывки ствола скважины рекомендуется использовать трубы большого диаметра (5-7/8 дюйма или 6-5/8 дюйма). Насосы должны быть мощными, а давление на стояке – соответствующим (рекомендуется >5000 фунт/кв. дюйм). Верхний привод должен развивать не менее 120 об./мин при высоких моментных нагрузках. Для контроля ЭПЦ требуется прибор для измерения давления в процессе бурения. Для уменьшения риска поломки каждый инструмент, каждое трубное соединение, каждый переводник и т.д. проходят обязательные контрольные испытания, на них наносится соответствующая маркировка, и в специальном журнале ведется учет их наработки. Трубные изделия и инструменты, не соответствующие техническим условиям, должны быть удалены с буровой установки. Вибросита должны обеспечивать высокую производительность при пропускании через сита с мелкими отверстиями большого количества шлама. Концентрация мельчайших твердых частиц быстро растет в результате перетирания под действием бурильной колонны в нижней части ствола скважины, поэтому возникает необходимость в наличии дополнительных центрифуг и повышенной скорости разбавления.

50 ROGTEC

Vitaly Chubrikov: Large local and international ERD experience; complete portfolio of technical expertise, superb equipment and state-of-art software. Brod Sutcliffe: For Weatherford Drilling Services our products are: Rotary Steerable Technology, Full LWD capability, Azimuthal measurements with realtime imaging for accurate geosteering, Realtime Operations and Drilling Optimization (Vibration, PWD, BHA design). What are the most common problems which occur in the Russian market with ERD?

Kieran Fitzpatrick: The main problems are a lack of understanding of the benefits of ERD, a lack of planning and expertise and lastly a lack of drilling rigs capable ERD Vitaly Chubrikov: The cost of ERD still does not allow economical application for brown fields. Also lack of technically capable drilling rigs. How can well bore instability be minimized pre and during drilling ops? Dean Watson: Well bore instability can be minimized by review and root cause analysis of offset well data as part of the planning phase. This may entail full geomechanics studies to evaluate the zones of potential challenges, the stress direction, formation and compressive strength and breakout characteristics. Working with the drilling team in the development of good drilling practices and training during the pre planning phase helps identify and promote awareness of key issues amongst the whole team. This allows for the experts to communicate the mitigating measure to be deployed and the urgently of quick identification and communication during the execution phase. Once in the drilling phase then adherence to the set and agreed drilling and operation practices should be followed and monitored in realtime. Monitoring and comprehension of the events and risks throughout the hole section and early identification of hole changes is essential. Mud chemistry and rheology are key aspects that also require good design to address the wellbore stability but must also deliver the necessary characteristics as a drilling fluid to aid the complete process. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Ключевым фактором является тщательное планирование, для которого необходимо выделить достаточное количество времени и ресурсов. Виталий Чубриков: Хорошее знание геологии разрабатываемого месторождения; проектирование скважин с учетом требований заказчика; привлечение специалистов оператора, бурового управления и сервисных компаний по проектированию, инженерногеологическим изысканиям и эксплуатации к участию в проектировании и бурении всех скважин; извлечение надлежащего опыта для повышения эффективности и улучшения эксплуатационных характеристик каждой последующей скважины. Брод Сатклифф: Скважины БОВ в большинстве случаев бурятся в рамках морских проектов. Возможности их бурения на суше ограничены из-за высоких затрат. В то же время, трудные условия рельефа, природоохранные аспекты, расположение на прибрежных участках рядом с шельфовыми месторождениями могут привести к появлению предпосылок для их бурения на суше. На всех месторождениях, соответствующих этим коммерческим параметрам, например, при ограниченном доступе с поверхности, применение скважин БОВ является наиболее предпочтительным с экономической точки зрения. Каковы ключевые факторы при планировании и бурении скважин БОВ, влияющие на успешность проекта? Дин Уотсон: Очевидные преимущества, предоставляемые нашей компанией, заключаются в производительном бурении ERD скважин в соответствии с планируемыми сроками и наиболее экономически эффективным способом. Грамотное планирование и подготовка должны обеспечить правильный выбор технологий и услуг, буровой установки и ее модернизацию, что позволит выработать окончательный план скважины, с учетом минимизации возможных рисков и обеспечения успеха работ. Сказанное выше основано на имеющихся результатах работ, применении соответствующих технологий, знаний и опыта специалистов – сотрудников компании Шлюмберже, занимающей лидирующее положение на рынке ERD услуг. Киеран Фицпатрик: Sperry Drilling и Drill Bits and Services, подразделения компании Halliburton, разработали систему бурения, которая позволяет минимизировать эффект «спирального закручивания» инструмента в стволе скважины. Разработанная нами система направленного роторного бурения Geo-Pilot®, основанная на принципе «нацеливания долота», в сочетании с долотом GeoPilot®, имеющим удлиненную калибрующую часть, позволяет бурить стволы с гладкими стенками и без www.rogtecmagazine.com

Kieran Fitzpatrick: A thorough well-bore stability evaluation needs to be carried out encompassing regional tectonics, structural analysis and experience from wells that have been drilled in the same area. By carefully planning the well direction and profile, well bore instability issues should be minimized. While drilling, hole conditions should be carefully monitored for signs of borehole deterioration. In addition, LWD sensors can provide early warning signs of borehole instability and provide valuable information on stress directions. In summary: 1. Accurate rock strength measurement & geomechanics analysis. 2. Proven drilling fluid technology. 3. While drilling, adequate mud weight, based on rock strength analysis. 4. Good hole cleaning modeling & practices. 5. Well thought-out circulation & tripping practices. 6. Understand the effect of high ECD’s on borehole stability & induced lost circulation, especially in ERD wells at shallow true vertical depth (TVD). Vitaly Chubrikov: The question requires the writing of an additional article! It is a very complex problem which does have technical solutions, individual to each field. Usually solutions are around drilling fluids properties, drilling parameters and practices. Brod Sutcliffe: Pre-well planning can assist in optimizing the well profile, the mud program and the BHA design. Then, while drilling, we monitor in realtime, ECD, cuttings removal, Stick-Slip, three-axis vibration, temperature, bore/ annular pressure etc. to reduce wellbore instability. What are some of the key indicators of problems during drilling an ERD well? Dean Watson: Indicators normally manifest themselves very quickly and unfortunately on ER wells they can have catastrophic effects on the well or project. The key is obviously in the avoidance of such problems and as stressed above this is why the planning stage is so critical as well as the level of expertise of the people involved. Schlumberger has a good track record in helping our clients to minimize such problems. Ensure that all critical parameters have been modeled in advanced and actual data is available to evaluate trends. Calibration of wellsite data is essential for the maximum value to be extracted from the realtime data versus the models (which have been validated against offset information). Clear divergence from the established predrilling models which are being updated in realtime for all phases of the operation (drilling, tripping, and casing running), for example torque and drag, ECD, vibration, stick slip and other drilling dynamics.

ROGTEC 51

БУРЕНИЕ искривлений. Возникновение подобного эффекта в стволе протяженностью несколько тысяч метров может привести к целому ряду осложнений, таких как резкое увеличение скручивающих нагрузок и сил трения и ухудшение качества промывки ствола. Устранение эффекта спирального закручивания способствует успешному бурению ствола и позволяет свести к минимуму осложнения при спуске обсадной колонны и колонны для заканчивания скважины. Кроме того, теперь Sperry Drilling предлагает полный набор приборов для каротажа в процессе бурения (LWD), которые позволяют выполнять оценку параметров пласта, осуществлять контроль и регулирование параметров бурения и устойчивости ствола скважины без необходимости спуска каротажных приборов на кабеле, что в скважине БОВ может потребовать больших затрат, оказаться трудновыполнимым и рискованным. При помощи программного обеспечения для оптимизации режима бурения 3Di мы можем оперативно обнаруживать отклонения от расчетных параметров и тем самым повысить эффективность и надежность наклонно-направленного бурения. Снижение затрат на бурение и ускорение процесса принятия решений обеспечивается за счет возможности передачи ключевых данных специалистам, находящимся на буровой установке и в центрах управления в режиме реального времени, которые могут моделировать технико-экономические показатели бурения до начала работ в скважине с целью выбора оптимального режима бурения и предотвращения непредвиденных ситуаций. Анализ результатов по окончании буровых работ с немедленным их воспроизведением позволяет выявить осложнения и выработать решения для последующих скважин. Для Sperry Drilling 1. Опыт строительства скважин с большим отходом от вертикали в различных странах мира. 2. Специальная техническая группа по проектированию и бурению скважин. 3. Центры управления в режиме реального времени 4. Система трехмерной геонавигации StrataSteer®. 5. Расчет КНБК при помощи программного обеспечения MaxBHA™. 6. Оптимизация режимов бурения скважины. Программное обеспечение для оптимизации процесса бурения 3D-I. Сокращение сроков бурения скважины и времени воздействия промывочной жидкости на пласт. 7. Приборы для измерения давления GeoTap®, являющиеся частью комплекса приборов для каротажа в процессе бурения, позволяют точно определять поровое давление и рассчитывать ЭПЦ с целью поддержания оптимальных параметров бурового раствора и промывки ствола для обеспечения возможности вести бурение скважин БОВ в условиях получения данных в реальном масштабе времени.

52 ROGTEC

Continuous review of formation and associate uncertainties are also key indication of variations to the plan which may require immediate evaluation and changes to the predicted models. Kieran Fitzpatrick: When an ERD well is planned, a comprehensive ‘road-map’ of expected measured parameters should be produced from modeling expected scenarios. Any deviation from what has been expected is an indication that there may be problems. Typically, the well will be monitored from a Real Time Centre (RTC) which may be located at a remote location some distance from the actual well location. The RTC may, for example, be located at the operator’s main office where teams of experts can monitor the well’s progress while also monitoring wells at other locations. This allows for the maximum use of what are becoming increasingly scarce, experienced personnel. 1. Inadequate hole cleaning in large diameter, high-angle hole sections. 2. Deviation of actual torque & drag away from modeled trends. 3. PWD data indicating excessive annulus cuttings’ loads. Vitaly Chubrikov: Again, it is a difficult question and depends on the problems observed. Not to be specific, these could be excessive torque & drag, pressure increase, decrease or fluctuations, fluids losses or gains, cuttings volume etc. Brod Sutcliffe:The critical issues for ERD would be ECD management, hole cleaning and hydraulics, drillstring mechanics (Torque and Drug), wellbore stability, drilling fluid, casing issues, drilling operations issues, pro-active geosteering and navigation. ERD wells can be technically challenging to plan and implement. What advise would you offer an operator considering and ERD solution? Dean Watson: Invest in the upfront planning cycle. Getting it right first time requires good and extensive planning. Good planning will allow the operator to avoid an incident that may lead to a disastrous scenario. This potentially disastrous scenario is the major cost element that will affect the ERD project budget. People are a key asset. Developing expertise and competency is essential and additional formal ERD training should be considered. Know what works. Know what the limits are and find effective solutions. Develop a learning curve on the ERD campaign. Do not start with the most difficult well first. Capture as much information and lessons learned as possible to update and validate the models for the project or field. Data is essential. Success is in the detail. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Буровые растворы компании Baroid: 1. Опыт (компания Baroid спроектировала 25 из 30 скважин с самым протяженным горизонтальным стволом в мире). 2. Специальные жидкости, обеспечивающие устойчивость стенок скважины, имеющие высокие смазывающие свойства и позволяющие вести бурение с минимальной ЭПЦ. 3. ПО DFG – лучшее в своем классе программное обеспечение для предварительной оценки гидравлических параметров и эквивалентной плотности бурового раствора при циркуляции. 4. Высококачественные смазочные добавки для буровых растворов и жидкостей для заканчивания. 5. Программное обеспечение для расчета устойчивости ствола скважины, а также технологии и средства укрепления ствола скважины (технология ликвидации поглощений WellSET™). 6. Оптимизированные реологические свойства в условиях на забое скважины для максимально эффективной промывки ствола. Виталий Чубриков: Большой практический опыт применения данной технологии на местном и международном уровне, наличие большого количества технической документации, превосходное оборудование и современное программное обеспечение. Брод Сатклифф: Решения компании Weatherford Drilling Services: технология управляемого роторного бурения, весь комплекс каротажа в процессе бурения, измерения азимута с графическим построением в режиме реального времени для точной ориентации в пласте. Работа в режиме реального времени и оптимизация бурения (вибрация, измерение давления в ходе бурения, конструкция КНБК). Каковы наиболее распространенные проблемы, с которыми приходится сталкиваться на российском рынке при продвижении технологии бурения скважин БОВ? Дин Уотсон: Проблемы и задачи, связанные с ERD на российском рынке, аналогичны другим регионам земного шара.

Bring together the operational teams during the preparatory phase to gain specific ERD training and to also highlight the key challenges that are expected during the execution. This also provides the opportunity for new ideas or challenges to be presented prior to spud! Peer reviews are key to helping to identify whether the process has been followed and whether there are any potential show stoppers or barriers that have been missed in the planning phase. Ensure that the well objectives have clarity and are understood by all. Selection of the appropriate technologies is essential and inline not only with the objectives but also to provide the necessary data to execute the well whilst minimizing the risks. For today’s ERD execution the benefits of realtime monitoring and support from the organization in town is now seen as a major way forward. The opportunity to engage not only the wellsite experts but those who have ownership of the well design programs in town can only add benefit and reduce the operational risk. Communication is key. Kieran Fitzpatrick: Plan every aspect of the well, have a plan for every eventuality and learn from the experience of others who have drilled similar types of wells. Consult with contractors and specialists that have extensive experience in this area. Careful planning is also required as per previous comments.Upgrading the rig and contractor equipment to meet the required objectives, for example hookload, torque, flow rate standpipe pressue etc is also essential.Using premium equipment such as top drives, downhole equipment, tubulars and connections and fluids also. Technology used to push ERD limits: » Rotary Steerable Systems (RSS). » Casing / liner drilling systems. » Casing / liner flotation methods. » Pressure While Drilling (PWD). » Torque and Drag management. » Learning / knowledge transfer. Vitaly Chubrikov: Economics: ERD costs vs. production over well life.

Киеран Фицпатрик: 1. Недостаточное понимание преимуществ БОВ. 2. Отсутствие опыта проектирования и квалификации. 3. Отсутствие буровых установок, способных вести бурение скважин БОВ.

Good understanding of expectations and goals to select appropriate available technologies.

Виталий Чубриков: Высокая затратность технологии бурения скважин БОВ на «зрелых» месторождениях. Отсутствие технически пригодных буровых установок.

Brod Sutcliffe: Good pre-well planning, alignment of operational objectives, good communication with all operational groups (Drilling, Geology, Completions,

www.rogtecmagazine.com

Solid understanding of the field geology and associated challenges.

ROGTEC 53

БУРЕНИЕ Как можно минимизировать проблемы со стабильностью ствола скважины до и во время операций бурения? Дин Уотсон: Нестабильность ствола на определенных интервалах может быть определена по данным соседних скважин во время проектирования. Выяснение способов минимизации может потребовать анализа причин с помощью изучения геомеханики породы для оценки потенциально опасных зон, направлений напряжений, механических характеристик коллектора. Выработка оптимальной практики буровых работ вместе с буровой бригадой и тренинги на этапе проектирования помогут всем членам команды определить и понять ключевые проблемы, наладить взаимодействие. Это позволит экспертам в данной области эффективно определять возникающие проблемы, реализовывать методы их минимизации и обмениваться информацией во время фазы исполнения проекта. Во время фазы бурения необходимо следовать принятой практике бурения и проведения других работ вместе с их мониторингом в режиме реального времени. Мониторинг и понимание происходящих событий и рисков во время бурения секций, а также раннее распознавание изменений на забое очень важно. Правильный выбор свойств промывочной жидкости (ПЖ), их реологических характеристик во время проектирования – ключевой аспект, который позволяет решить проблемы со стабильностью стенок ствола скважины. Также требуется согласование свойств ПЖ для целей заканчивания скважины. Киеран Фицпатрик: Необходимо провести тщательную оценку устойчивости ствола скважины с учетом региональной геотектоники, расчета прочности конструкций и имеющегося опыта бурения скважин в том же регионе. При правильно выбранном направлении и геометрии скважины вопросы, связанные с неустойчивостью ствола, должны быть сведены к минимуму. В процессе бурения необходимо тщательно контролировать состояние ствола скважины для выявления признаков его разрушения. Кроме того, благодаря приборам акустического каротажа в процессе бурения, мы можем заранее определять признаки неустойчивости ствола скважины и получать необходимые данные о направлении вектора напряжений в горной породе. 1. Точное определение прочности и расчет механических характеристик горных пород. 2. Зарекомендовавшая себя технология использования буровых растворов. 3. Обеспечение требуемого удельного веса бурового

5 ROGTEC

Reservoir, Petrophysics) and the selection of fit-for-purpose technology for job execution. Dean Watson, Vice President of Schlumberger’s Drilling and Measurements business in Russia Dean Watson is currently the Vice President of Schlumberger’s Drilling and Measurements business in Russia. A 16 year veteran of the oilfield, he has held several Operational and Headquarters positions. He graduated with a Mechanical Engineering degree from the UK and immediately put his education to use as a design engineer in one of Schlumberger’s Technology Center. After several years in various positions he was then transferred to headquarters to lead a road map for new technology in Drilling Tools. A few years later he was then able to see first had the results of this work when he assumed a role as Operations Manager for China, Japan and Korea. Before assuming the VP position in Russia he was the world wide Operations Support Manager for Drilling and Measurements at Headquarters.

Kieran Fitzpatrick, Operations Manager, Halliburton Sperry Drilling, Russia Kieran has been based in Moscow for 2.5 years and in Russia for 5 years. He started in the North Sea in 1985, and has been with Halliburton since 1988, primarily working in the Middle East (Dubai / Abu Dhabi / Oman / Qatar / Pakistan / Bahrain / Egypt / Yemen / Saudi Arabia). Kieran was educated at the Belfast Municipal Institute and The Queen’s University of Belfast.

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

Brod Sutcliffe, Global Business Development Director Weatherford Drilling Services Brod Sutcliffe has worked in the oil & gas drilling industry for 29 years since graduating in Geology from Leeds University, UK. After spending several years in the field as a wellsite geologist, LWD engineer and directional driller, Brod has held a number of operational and business development management positions.

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРОВЫХ РАБОТ

Надежность Долото серии High Energy Series Долото обычной конструкции

Герметизация, %

Новые долота серии High Energy Series обеспечивают высокую эффективность бурения при максимальных скоростях вращения и нагрузках на долото. Новаторские технические решения, положенные в основу конструкции долот, предназначенных для бурения при сочетании высоких осевых нагрузок и скоростей вращения, гарантируют безотказность работы в самых жестких условиях эксплуатации.

Дополнительные сведения на сайте: varelintl.com/oilandgas. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 55

БУРЕНИЕ раствора во время бурения с учетом данных анализа прочности горных пород. 4. Соответствующее моделирование и обеспечение режимов промывки ствола. 5. Тщательно продуманные режимы циркуляции и спускоподъемных работ. 6. Понимание механизма влияния высокой ЭПЦ на устойчивость ствола скважины и связанное с этим поглощение бурового раствора, в особенности в скважинах БОВ на небольших глубинах . Виталий Чубриков: Для ответа на данный вопрос требуется написать отдельную статью! Это очень серьезная проблема, которая с технической точки зрения решается индивидуально для каждого месторождения. Обычно при разработке решений принимаются во внимание свойства буровых растворов, параметры бурения и методы ведения буровых работ. Брод Сатклифф: Предварительное планирование может быть полезным для оптимизации профиля скважины, определения программы применения буровых растворов и конструкции КНБК. Затем, в ходе бурения, для снижения неустойчивости ствола скважины мы контролируем в режиме реального времени эквивалентную плотность циркуляции бурового раствора, удаление шлама, торможение и вибрацию долота, вибрацию по трем осям, температуру, давление в стволе и затрубном пространстве и другие параметры. Укажите ключевые индикаторы проблем, возникающих во время бурения БОВ скважин? Дин Уотсон: Обычно индикаторы проявляются внезапно и, к сожалению, могут иметь катастрофические последствия для скважины БОВ или проекта в целом. Очевидно, что задача состоит в том, чтобы избежать этих проблем, и, как сказано ранее, вот почему так важна фаза проектирования, также как и уровень профессионализма команды. Компания Шлюмберже имеет хороший послужной список пробуренных скважин БОВ, что говорит о большом накопленном опыте решений данных проблем. Убедитесь в том, что все критические параметры были смоделированы заранее и доступны реальные данные с буровой для отслеживания тенденций. Важно калибровать скважинные данные для обеспечения максимальной ценности от получаемых данных в режиме реального времени и сравнения с моделью (которая поверяется данными с соседних скважин). Необходимо четко понимать, когда получаемые данные отличаются от выработанной модели, обновляемой в режиме реального времени для всех фаз строительства (бурение, СПО, спуск обсадной

56 ROGTEC

колонны), например, крутящий момент и осевые нагрузки, эквивалентная циркуляционная плотность, степень неравномерности вращения и другие параметры механики бурения. Непрерывная оценка свойств коллектора и связанных с этим неопределенностей на основе получаемых данных с забоя позволит вовремя определить отклонения от геологической модели, что может потребовать немедленной оценки и внесения изменений в исходную модель. Киеран Фицпатрик: При проектировании скважины БОВ необходимо разработать комплексный план на основе данных моделирования возможных сценариев с указанием предполагаемых измеренных параметров. Любое отклонение от предполагаемого развития ситуации свидетельствует о возможности осложнений. Как правило, состояние скважины контролируется из центра управления в режиме реального времени (RTC), который может размещаться на удалении от фактического местоположения скважины. Например, центр управления может размещаться в главном офисе оператора, где группы специалистов могут контролировать проходку скважины, одновременно наблюдая за состоянием скважин на других площадках. Это позволит в максимальной мере задействовать квалифицированный персонал, которого становится все меньше. 1. Неэффективная промывка ствола на участках большого диаметра и с большим углом отклонения. 2. Отклонение фактических значений скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну от смоделированных трендов. 3. Данные измерения давления в процессе бурения, свидетельствующие о повышенных объемах шлама, скапливающего в затрубном пространстве. Виталий Чубриков: И снова можно сказать, что это сложный вопрос, ответ на который зависит непосредственно от конкретных осложнений. Если говорить в общих чертах, то это могут быть чрезмерные значения крутящего момента и сил сопротивления продольному перемещению колонн в скважине, увеличение давления, уменьшение колебаний, приток или отток флюида, объем бурового шлама и т.д. Брод Сатклифф: Важнейшими аспектами в ходе бурения скважин БОВ являются контроль эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора, очистка ствола скважины и гидравлические параметры, механические параметры бурильной колонны (скручивающие и осевые нагрузки), устойчивость ствола скважины, буровые растворы, обсадные трубы, управление направлением бурения и навигация. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Строительство скважин БОВ может быть технически сложным как для планирования, так и для выполнения. Какие советы Вы могли бы дать нефтяной компании относительно скважин БОВ? Дин Уотсон: Чтобы сделать все “как надо” с первого раза, требуется правильное и детальное планирование операций. Инвестируйте в предварительный цикл планирования. Грамотное планирование позволит нефтяной компании избежать аварий, которые могут вести к катастрофическому развитию событий. Эти потенциально опасные сценарии – основная статья расходов, которые могут повлиять на бюджет строительства ERD скважин. Развивайте профессионализм и уровень компетенции персонала. Проводите обучение и курсы, посвященные ERD скважинам. Специалисты – ключевой актив компании. Необходимо детальное понимание технологий. Чтобы найти эффективное решение, нужно знать ограничения. Следуйте принципу «От простого к сложному”. Не начинайте с наиболее сложной скважины. Старайтесь получить как можно больше информации и практических примеров бурения других ERD проектов, выполненных к настоящему моменту, проверить модели для проектов. Информация очень важна. Успех проекта зависит от деталей.

Соберите вместе команду, участвующую в проекте на этапе планирования для проведения специального тренинга об особенностях ERD проектов, определите потенциальные проблемы. Это также даст возможность выработать новые идеи или распознать возможные проблемы до начала бурения. Экспертная оценка работы коллегами, выполняющими аналогичную работу, очень важна, поскольку помогает определить соответствие выполняемых действий различным регламентам, наличие потенциальных барьеров, незамеченных на этапе планирования. Убедитесь в том, что цели и задачи ERD проекта ясны и понятны всем членам проекта. Выбор соответствующих технологий очень важен не только для достижения поставленных задач, но и для получения необходимых данных для строительства скважины при минимизации рисков. Для сегодняшних ERD проектов преимущества мониторинга параметров бурения и поддержка работ технологическими центрами видится как основное направление развития. Возможность использовать опыт не только специалистов на буровой, но и тех, кто составлял проект бурения скважины, может сократить расходы и уменьшить операционный риск. Коммуникация является ключом к успешности выполнения проекта.

Надежное и эффективное оборудование, позволяющее уложиться в намеченные сроки и не превысить бюджет • Установки горизонтально направленного бурения Vermeer Navigator силой тяги от 3,5 до 500 т. • Землеройно-фрезерные машины для разработки карьеров и прокладки подъездных • • • •

путей к ним а также для разрушения армированного бетона Колесные и гусеничные траншеекопатели шириной прокладки до 1,2 м и глубиной до 5,5 м. Вибрационные плуги-кабелеукладчики мощностью от 42 до 185 л.с. Установки по переработке и утилизации лесотехнических и древесных отходов Технологическое оборудование для замены трубопроводов и многое другое

Vermeer Steinbrück Export GmbH Puscherstr. 7 90411 Nürnberg

Московское представительство Vermeer Steinbrück Export GmbH 119421, Москва, ул. Обручева 4, к. 3, п. 1

Тел.: +49 911 598 36 98 Факс: +49 911 598 36 99 www.vermeerexport.com Email: info@vermeer-export.com

Тел.: +7 495 936 4471, +7 495 936 4194 Факс: +7 495 936 4204 www.vermeer.ru Email: office@vermeer.ru - vermeer.moscow@co.ru

БУРЕНИЕ Киеран Фицпатрик: При проектировании скважины учитывать каждый аспект, иметь план действий на случай возникновения любых непредвиденных обстоятельств и извлекать уроки из опыта других операторов, проводивших бурение скважин аналогичного типа. 1. Проводить консультации с подрядчиками и специалистами, обладающими большим опытом бурения скважин БОВ. 2. Как я уже ранее указывал, в процессе планирования необходимо все тщательно просчитывать. 3. Для обеспечения требуемых поставленными задачами параметров, например, нагрузки на крюке, крутящего момента, расхода флюида, давления на стояке и проч., необходимо провести модернизацию буровой установки и оборудования подрядчика. 4. Оборудование повышенной прочности, например, верхний привод, внутрискважинное оборудование, трубы и соединительные элементы, высококачественные промывочные жидкости и т.д. Технологии, используемые для расширения возможностей БОВ: • Роторные управляемые системы (RSS). • Буровые системы с использованием обсадных труб и хвостовика. • Флотационные методы спуска обсадной колонны и хвостовика. • Измерение давления в процессе бурения (PWD). • Регулирование скручивающих и осевых нагрузок на бурильную колонну. • Извлечение уроков и передача знаний. Виталий Чубриков: Оценить экономическую выгоду, сопоставив затраты на бурение скважин БОВ с прибылью от добычи в течение всего срока эксплуатации скважин Четко представлять ожидания и цели для выбора наиболее подходящей их существующих технологий. Хорошо знать геологию месторождения, а также все особенности и возможные трудности. Брод Сатклифф: Эффективное планирование бурения, согласование производственных задач, эффективный обмен информацией между всеми производственными подразделениями (бурение, геология, заканчивание скважин, эксплуатация, петрофизика) и выбор оптимальной технологии для выполнения работ.

58 ROGTEC

Дин Уотсон, Вице-президент подразделения компании «Schlumberger» по выполнению бурильных работ и измерений в России Дин Уотсон – Вице-президент департамента «Бурение и Измерения» компании Шлюмберже в России. Ветеран нефтегазовой отрасли с более чем 16-летним стажем, он занимал различные должности в производственных подразделениях и штаб-квартире компании. Окончив университет в Великобритании по специальности «машиностроение», применял полученные знания как инженер-конструктор в одном из Технологических центров Шлюмберже. После нескольких лет работы на различных участках был переведен в штаб-квартиру компании, чтобы возглавить продвижение новых технологий для бурового оборудования. Несколько лет спустя он первым применил результаты своей работы, заняв пост руководителя подразделения в Китае, Японии и Корее. Перед тем как стать вице-президентом департамента «Бурение и Измерения», в России он занимал пост директора по поддержке операций бурения и измерений по всему миру в штаб-квартире компании.

Киеран Фицпатрик, Менеджер по производству, «Halliburton Sperry Drilling», Россия Директор по производству и добыче – «Halliburton Sperry Drilling», Россия. Киеран на протяжении 2,5 лет работает в Москве и находится в России в течение 5 лет. Свою деятельность он начал на Северном море в 1985 году, и работает в «Halliburton» с 1988 года, главным образом – на Ближнем востоке (Дубай / Абу-Даби / Оман / Катар / Пакистан / Бахрейн / Египет / Йемен / Саудовская Аравия). Киеран получил образование в Муниципальном институте Белфаста и Королевском университете Белфаста.

Виталий Чубриков, «Baker Hughes INTEQ», Менеджер по развитию бизнеса,Россия Виталий Чубриков закончил Губкинский университет нефти и газа в Москве в 1995 году и был принят на работу в компанию «Baker Hughes» вскоре после этого в качестве промыслового инженера. На протяжении этих лет он занимал различные должности на промыслах и в административных структурах, как в отечественных, так и в международных проектах.

Брод Сатклифф, Директор по международному развитию бизнеса «Weatherford Drilling Services» Брод Сатклифф проработал в отрасли по бурению по нефти и газу на протяжении 29 лет с того момента, как закончил Университет в Лидсе, Великобритания, по специальности геология. После того, как он отработал несколько лет в полевых условиях в качестве геолога скважинной площадки, инженера по каротажу во время бурения и кривильщика, Брод занимал целый ряд производственных должностей и должностей по управлению развитием бизнеса. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

6�9 October

17th Kazakhstan International Exhibition and Conference

OIL & GAS Almaty, Kazakhstan

Official Support: Ministry of Energy and Mineral Resources of the Republic of Kazakhstan

Almaty City Administration

www.kioge.kz www.kioge.com

Organisers:

ITE (London) Tel.: +44 (0)20 7596 5000; Fax:+ 44 (0)20 7596 5106; oilgas@ite�exhibitions.com Iteca (Almaty) Tel.: +7 (727) 258 34 34; Fax: +7 (727) 258 34 44; oil�gas@iteca.kz ITE LLC (Moscow) Tel.: +7 495 9357350; Fax: +7 495 9357351; oil�gas@ite�expo.ru GIMA (Hamburg) Tel.: +49 (0) 40 235 24 201 ; Fax: +49 (0) 40 235 24 410; freckmann@gima.de

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 59

ДОБЫЧА

Обзор вопросов эксплуатации установок ЭЦН Overview of Operating ESP Systems Авторы: Дж. Ф. Ли (компания PLTech LLC), Дэвид Л. Дивайн (компания P.E. Wood Group ESP) и Линн Роулан (компания Echometer Co.)

Введение: азработкой установок погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН) уже многие годы занимаются инженеры и ученые, работающие в области металловедения, гидравлики, электроники, теплопередачи, изучения свойств пластических масс, различных аспектов проектирования механического оборудования и в других дисциплинах. В короткой вводной части было бы нецелесообразно описывать все многочисленные аспекты, связанные с такими установками, вместо этого мы приводим перечень основных компонентов установки.

Краткое описание: Насосный агрегат подвешивается на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом электрический кабель от поверхности к насосу крепится к наружной поверхности НКТ крепежными поясами. Компоновка оборудования сверху вниз включает насос, ниже которого находится газосепаратор, затем – гидрозащита, после которой располагается электродвигатель. При использовании скважинного датчика давления он устанавливается в нижней части электродвигателя. Для погружных электроцентробежных насосов характерна высокая подача, приблизительно от 20 000 баррелей в сутки на глубине 4000 футов до 5000 баррелей в сутки на глубине 10 000 футов, причем этот показатель зависит от множества факторов, однако, существуют и ступени с низкой подачей (приблизительно 100 баррелей в сутки). Электродвигатель: Погружной электродвигатель — двухполюсный, трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором. Электродвигатель работает с номинальной частой вращения 3500 об/мин. при частоте 60 Гц и 2900 об/мин. при частоте 50 Гц. Двигатель наполнен очищенным минеральным маслом для обеспечения диэлектрической прочности, смазки подшипников и теплопроводности. Упорный

60 ROGTEC

By: J F Lea, PLTech LLC, David L. Divine, P.E. Wood Group ESP, & Lynn Rowlan, Echometer Co.

Introduction: he electrical submersible pump system has been developed over the years by Engineers and scientists involved in metallurgy, hydraulics, electronics, heat transfer, plastics, many aspects of mechanical engineering, and other disciplines. It is not practical to outline all of the many aspects of the system in the short introduction section. Instead, the major components are introduced in the following pages.

Распределительный щит Switchboard

Трансформаторы Transformers

Амперметр Amp Meter Устье скважины Wellhead

Наземный кабель Surface Cable Вентиляционная камера Vent Box

Дренажный клапан Drain Valve Обратный клапан Check Valve Кабель - круглый Cable - Round НКТ Tubing

Соединение Splice Горизонтальный двигатель Motor Flat Насос Pump

Обсадная колонна Casing

Приемное отверстие Intake Гидрозащита Seal Section

Электродвигатель Motor

Overview: The pump assembly is hung on the tubing with the electric cable banded to the outside of the tubing from www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION подшипник электродвигателя принимает нагрузку от роторов. Не обладающее электрической проводимостью минеральное масло служит для смазки подшипников двигателя и передачи тепла в двигателе на его корпус. От корпуса двигателя тепло, в свою очередь, отводится с помощью скважинного флюида, контактирующего с наружной поверхностью корпуса при движении мимо электродвигателя. По этой причине электродвигатель не следует устанавливать ниже точки входа флюида, если не предусмотрены какие-либо средства для направления потока флюида с помощью двигателя. Типичные номинальные диаметры двигателя для различных диаметров обсадных колонн: (а) 3,75 дюйма, (б) 4,56 дюйма, (в) 5,40 дюйма, 5,44 дюйма, 5,62 дюйма и (г) 7,38 дюйма. Некоторые производители предлагают электродвигатели с несколько другими диаметрами, у некоторых в предлагаемом ассортименте могут отсутствовать двигатели с какими-либо из указанных выше диаметров. Электродвигатель может иметь одиночный корпус или несколько сдвоенных корпусов, скрепленных болтовыми соединениями, для достижения желаемой мощности. Мощность электродвигателей варьируется от 5 до 1000 и более лошадиных сил. Насос: Используется многоступенчатый погружной электроцентробежный насос. Тип используемой ступени определяет приблизительную расчетную подачу, т.е. объем добываемого флюида в единицу времени, при этом, по мере сжатия флюида, на каждую следующую ступень приходится все меньший объем. Количество ступеней определяет общий расчетный напор и требуемую мощность электродвигателя. При изготовлении рабочего колеса обычно используется чугун типа «нирезист», возможны варианты для работы с флюидом с высоким содержанием песка. Направляющие аппараты, как правило, изготавливаются из чугуна типа «нирезист». Стандартным материалом для вала является сплав «К-монель». Как вариант, для вала могут использоваться такие высокопрочные материалы, как сплавы «Инконель» и «Хастеллой». Крышки и донные части с болтовым креплением обеспечивают возможность изменения производительности и общего напора насоса путем использования нескольких секций. Однако, в насосах с высокой производительностью крышки и донные части, как правило, выполняются зацело с корпусом. Номинальный наружный диаметр насоса варьируется от 3,38 дюйма до 11,25 дюйма, однако для нефтяных скважин используются насосы диаметром не более 7,62-8,38 дюйма. www.rogtecmagazine.com

surface to pump. The equipment is arranged from top to bottom with the pump first, with the gas separator below, then the seal section, followed by the motor. If a downhole pressure sensor is used, it is hung at the bottom of the motor. ESP’s are thought of as high volume lift perhaps producing ~20,000 bpd at 4000’ down to ~5000 bpd at 10,000’ depending on many factors, but low volume (~100 bpd) stages exist. Motor: The electric submersible motor is a two-pole, threephase, squirrel cage induction type. The motor runs at a nominal speed of 3500 rpm on 60 Hz frequency and 2900 rpm on 50 Hz. The motor is filled with a refined mineral oil to provide dielectric strength, lubrication of bearings and thermal conductivity. The thrust bearing of the motor carries the load of the rotors. The electrically nonconductive mineral oil lubricates the motor bearings and transfers heat in the motor to the motor housing. Heat from the motor housing is in turn carried away by the well fluids moving past the exterior surface of the motor. For this reason, the motor should not be set below the point of fluid entry unless some means of directing the fluid by the motor is utilized. Typical nominal motor diameters of equipment may be: (a) 3.75”, (b) 4.56”, (c) 5.40”, 5.44”, 5.62”, and (d) 7.38” for various casing sizes. Some motors are offered with somewhat different diameters and some manufacturers do not carry some of the diameters indicated. Some Motor construction may be a single housing or several “tandems” bolted together to reach a desired horsepower rating. Motors range in horsepower from 5 to 1000 hp and larger. Pump: The electric submersible pump is a multistage centrifugal type. The type of stage used determines the approximate design volume rate of fluid produced but as the fluid compresses, each stage will have progressively less volume to handle. The number of stages determines the total head designed for and the motor horsepower required. The usual materials used in manufacturing an impeller are Ni-Resist with some options for sand handling. Diffusers are typically manufactured of Ni-Resist. The standard shaft material is K-monel. Optional, highstrength shaft materials are Inconel and Hastalloy. Bolt-on heads and bases make it possible to vary the capacity and total head of a pump by using more than one pump section. However, large capacity pumps typically will have integral heads and bases. The nominal outside diameter of a pump will range from 3.38” to 11.25” but 7.62” to 8.38” could be largest oil well applications.

ROGTEC 61

ДОБЫЧА Гидрозащита. Протектор, компенсатор: Основным назначением протектора двигателя является изоляция электродвигателя от скважинного флюида. В целом, существует два основных типа промышленных протекторов или гидрозащит, хотя их различные марки имеют отдельные отличия друг от друга. В одном типе используются эластичные уплотнительные диафрагмы, а в другом – лабиринтные уплотнения. В гидрозащите первого типа эластичная диафрагма компенсирует объемное расширение масла, которое находится внутри двигателя, под действием тепла, обеспечивая при этом его изоляцию от скважинного флюида. В лабиринтном уплотнении используется разница в плотности флюидов для предотвращения попадания скважинного флюида внутрь насоса. Для этого предусмотрены извилистые каналы, в которых моторное масло, расширяясь, вытесняет некоторый объем скважинного флюида в блоке сопряжения у верхней части протектора. Один протектор обычно включает несколько лабиринтных камер, с возможностью увеличения их количества путем последовательного расположения протекторов. При устройстве гидрозащиты эластичные уплотнительные диафрагмы, как правило, дополняются лабиринтными камерами, чтобы снизить критичность потенциального разрушения диафрагмы. Протектор (гидрозащита) выполняет четыре основных функции: (1) соединяет насос с двигателем с помощью соединения корпуса и приводного вала; (2) размещает в себе упорный подшипник, принимающий осевую нагрузку от вала насоса (при наличии); (3) изолирует двигатель от скважинного флюида, с сохранением возможности выравнивания давления в скважине и давления в маслонаполненном двигателе; и (4) обеспечивает возможность теплового расширения моторного масла под действием тепла, производимого двигателем при работе, и его теплового сжатия после отключения/пуска насоса. Газосепаратор: Газосепаратор устанавливается между протектором или гидрозащитой и насосом. Он предназначен для отделения значительной части свободного газа, который содержится в добываемом флюиде, и для обеспечения приема флюида насосом. Существует два основных типа конструкции газосепараторов – неподвижные и вращающиеся. В неподвижном газосепараторе направление потока флюида меняется на обратное, в настоящее время этот тип сепараторов используется не так часто. В точке низкого давления происходит отделение газа. Оставшийся в жидкости газ отделяется с помощью лопастного колеса, которое вызывает завихрение потока. В вихревом потоке происходит разделение жидкости и газа. Отделенный газ

2 ROGTEC

Seal Section. Protector, Equalizer: The motor protector’s primary purpose is to isolate the motor from the well fluid. There are, in general, two types of industry protector or seal section designs although there are specific differences from one brand to another. One type uses a positive bag seal and the other type uses a labyrinth or tortuous path. The “positive seal” design incorporates a fluid barrier bag to allow for thermal expansion of the motor fluid yet still provided isolation of motor fluids from wellbore fluids. The “labyrinth path” utilizes differential fluid specific gravity to prevent well fluid from entering the motor. This is accomplished by paths where the motor fluid is allowed to expand to displace more or less of the wellbore fluid as it expands through a tortuous path at an interface near the top of the protector. There are usually several “labyrinth paths” in one protector and more could be added by placing protectors in series. Normally the bag type positive seal protector is backed up with “labyrinth paths” so that bag failure is not necessarily catastrophic. The protector or seal section performs four basic functions. These are: (1) It connects the pump to the motor by connecting the housing and drive shaft; (2) Houses a thrust bearing to absorb pump shaft thrust (if present); (3) Isolates the well fluid from the motor while still allowing pressure equalization between the wellbore and the oil-filled motor; and (4) provides for thermal expansion of the motor oil due to heat generated by the motor during operation and thermal contraction of the motor oil following pump shutdown/startup. Gas Separator: The gas separator is installed between the protector or seal section and the pump. Its purpose is to separate a significant portion of any free gas in the produced fluid and provide a fluid intake section for the pump. There are two major types of gas separator designs - the static type and the rotary type. The static type reverses the fluid flow direction within the housing but the use is not as frequent now. At this point of low pressure there is gas separation. Any gas remaining in the fluid is separated by the pickup impeller which causes a vortex. The vortex allows the gas and fluid to separate. The separated gas is vented to the annulus and the higher density fluid flows into the first stage of the pump. The rotary type design utilizes a rotary inducer/centrifuge to centrifugally separate the gas and produced liquids. The gas/fluid mixture initially enters the intake ports and moves into the inducer. This increases the pressure of the fluid and moves it through the transition section into the centrifuge. In the centrifuge the fluid is forced to the outside and gas rises through the centrifuge and flow divider into the crossover section. Here, the gas vented into the annulus and fluid is directed into the first www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION отводится в затрубное пространство, а более плотная жидкость поступает в первую ступень насоса. Во вращающемся газосепараторе используется вращающаяся камера, действующая как центрифуга, в которой за счет центробежной силы разделяются газ и жидкость. Газожидкостная смесь поступает через впускные отверстия во вращающуюся камеру. При этом давление флюида увеличивается, и он попадает в центрифугу через переходную секцию. В центрифуге жидкость вытесняется в наружную часть камеры, а газ поднимается по центрифуге, проходит через разделитель потока и попадает в перепускную секцию. Здесь газ отводится в затрубное пространство, а жидкость направляется в первую ступень насоса. В настоящее время такой тип газосепараторов производится тремя (в ближайшем будущем их станет четыре) фирмамипроизводителями. «Вихревой» сепаратор может иметь лопастное колесо меньшего размера в нижней части камеры, где может происходить завихрение потока газа и жидкости, выходящего из сепаратора. Некоторые фирмы-производители предлагают специальные ступени, когда отсутствует проход

pump stage. At present three (four in the near future) manufacturers are producing this type of separator. A “Vortex” separator may have a smaller paddle wheel at the bottom of a chamber where gas and fluids can swirl before exiting the separator. Special stages are offered by some manufacturers when there is no path for separated gas. The special stages mix the gas and fluids and some are more proficient in producing head in the presence of high gas content. Pressure Sensing Instrument: The instrument has two major components - a surface readout unit and a downhole pressure and temperature sensing instrument. The downhole sensor is bolted to the base of the motor and sends a “ghost” signal to the surface unit through the motor windings and power cable as opposed to older designs requiring an extra “I” wire. One readout instrument alternates pressure and temperature readings on a 20-second interval. Other downhole instruments including intake and motor winding temperature. Other types of instrumentation are available. There are many factors involved in operating ESP systems to lift a field. Below is an outline covering many of the aspects to be aware of when operating ESP’s.

WHEN WILL YOUR ESP FAIL? ...TODAY? ...NEXT WEEK? ...NEXT MONTH?

ARE YOU READY? ESP Shuttle enables you to reduce the impact of an ESP failure, for better planning and well management across the life of your well. ESP Shuttle provides a proactive approach to maintaining artificial lift that keeps productivity up and disruption down. ESP failure no longer has a major impact on production. To find out how you can achieve greater production continuity, visit www.zeitecs.com

LIFTING EXPECTATIONS

ДОБЫЧА для отделенного газа. В специальных ступенях происходит смешивание газа и жидкости, а некоторые из них обладают повышенной эффективностью для создания напора при высоком содержании газа в скважинном флюиде. Датчик давления: Прибор состоит из двух основных компонентов – наземного блока регистрации показаний скважинных приборов и датчика давления и температуры в скважине. Скважинный датчик прикреплен болтами к нижней части электродвигателя, он посылает сигналы на наземный блок регистрации показаний через обмотку электродвигателя и силовой кабель и не требует дополнительного кабеля КИП, который был необходим в более ранних схемах системы. Применяется один блок регистрации, который поочередно считывает показания давления и температуры с 20-секундным интервалом. Другие скважинные приборы включают датчики температуры на приеме насоса и температуры обмотки электродвигателя. Возможно также использование и других типов контрольно-измерительных приборов. Эффективность эксплуатации установок ЭЦН при разработке месторождения зависит от множества факторов. Ниже перечислены основные аспекты, которые необходимо принимать во внимание при эксплуатации ЭЦН. Факторы, от которых зависит эффективность эксплуатации ЭЦН: 1) Скважинные данные, необходимые для проектирования и эксплуатации: i) Испытания скважин ii) Данные по взаимосвязи между забойным давлением в скважине и её общим дебитом iii) Температура и свойства флюида iv) Наличие осложняющих условий (a) Песок (b) Твердые отложения (c) H2S, CO2 (d) Вязкость, высокая способность к образованию эмульсии (e) Высокая температура (f) Большой объем газа, добываемого вместе с жидкостью (g) Отклонение (h) Прочие осложняющие условия v) Профиль скважины vi) Система труб скважины vii) Устьевое давление viii) Частота (Гц) источника питания ix) Входит ли в состав установки привод с регулируемой частотой вращения?

64 ROGTEC

Outline of Factors for Good ESP Operations: 1) i) ii) iii) iv)

Well Data for Design and Operation: Well tests IPR data Temperature and fluid properties Harsh conditions present? (a) Sand (b) Scale (c) H2S, CO2 (d) Viscosity, emulsion (e) High Temperature (f) High gas production with the liquids (g) Deviation

v) Well Profile vi) Tubulars vii) WHP viii) HZ of power supply available ix) VSD part of installation? 2) i) ii) iii) iv)

Select Target Production: AOF of well Bubble point Produce above or below bubble point Target production

3) Equipment Design: i) Determine TDH ii) Select type of pump and calculate number of stages iii) Intake: Standard or gas separator iv) Protector/Seal/Equalizer (a) Bag/s (b) Labyrinth sections (c) Tandem protectors? v) Motor, type, HP vi) Downhole instrumentation vii) Cable: round / flat, size Bands or cross coupling protectors viii) Well head feed through type ix) Control panel: Standard or VSD x) See API RP 11S4 Recommended Practice for Sizing & Selection of ESP Installations Example Simple Conceptual Design is on the following page: Consider the following data for design purposes. More detailed data would be required for actual application design however: IPR: SIBHP: 2900 psi Test Rate: 4000 bpd Test Pressure on Perforations: 400 psi Little gas Perforations Depth: 6500 ft www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Напор, ФУТ. Head in Feet 55

ХАРАКТЕРИСТИКА НАПОРА HEAD CAPACITY

ЭФФЕКТ. КПД МОЩНОСТЬ НАСОСА Л.С. % Brake Pump HP EFF %

РАБОЧИЙ ДИАПАЗОН OPERATING RANGE

ТОЛЬКО КПД НАСОСА PUMP ONLY EFFICIENCY

10 ЭФФЕКТ. МОЩНОСТЬ ЭЛ/ДВ. ПОД НАГРУЗКОЙ MOTORLOAD BRAKE HORSE POWER

1000

2000

3000

4000

5000

6000

БАРР./СУТ. (42 АМЕР. ГАЛЛОНА) Barrels Per Day (42 US Gallons) ТИП НАСОСА: GC4100 Pump Type: GC4100

3500 ОБ/МИН. ПРИ 60 Гц RPM @ 60HZ = 3500 УДЕЛЬНАЯ ПЛОТНОСТЬ = 1,000 sp. Gr. = 1000 60 Гц – ХАРАКТЕРИСТИКА 60 Hertz - One Stage Pump Performance ОДНОСТУПЕНЧАТОГО НАСОСА ЭЦН ДЛЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ МИН. НАРУЖН. ДИАМ. 7 ДЮЙМОВ Centrilift Pump for Minimum 7” OD Well Casing СЕРИЯ 513 513 SERIES

JW0000

60 ГЦ 60 HERTZ

Пример упрощенного расчета для концептуального проектирования (Рис.) Example of Simple Conceptual Design, see graph above 2) i) ii) iii) iv)

Выбор плановых параметров добычи: Максимально возможный дебит скважины Температура и давление насыщения Добыча при давлении выше или ниже давления насыщения Плановые параметры добычи

3) i) ii) iii) iv)

Конструкция оборудования: Определение полного динамического напора Выбор типа насоса и расчет количества ступеней Прием: стандартный или с газосепаратором Гидрозащита/ Протектор/ Компенсатор

(a) (b) (c)

С одной эластичной диафрагмой (или несколькими) Лабиринтные камеры (количество) Сдвоенные протекторы?

v) Электродвигатель, тип, мощность vi) Скважинная контрольно-измерительная аппаратура vii) Кабель: с круглым сечением / плоский, диаметр Крепежные пояса или муфтовые протекторы viii) Тип проводки через устьевое оборудование ix) Панель управления: стандартная или с www.rogtecmagazine.com

Pump Depth 6000 ft Casing: 5.5 inch Tubing (to be determined but for 4000 bpd should be 3 ½, 4 or 4 ½ inch approximately) WHP: 100 psi Consider combination of water and oil such that the combined SpGr is 0.9. Approximate using volume of liquids do not change with down hole pressure and temperature. This is not true of course but approximately true if high water cut and little gas are present. This assumption allows a simple design example. For more and more gas and oil with water, this would be less and less true. Power supply is 60 HZ. Use the above pump performance curve for this example. Target rate: 4000 bpd The pressure at the perforations is 400 psi. Consider the casing flow to the pump intake has little friction. The pump intake pressure, PIP, is 400 psi – 500 ft ( .9*.433 psi/ft) = 205.15 psi.

ROGTEC 65

ДОБЫЧА устройством регулирования частоты вращения x) См. стандарт API RP 11S4 «Рекомендуемая методика определения размеров и выбора типа у становок ЭЦН» Для проектирования необходимо проанализировать следующие данные. При реальном проектировании для конкретного применения потребуются более подробные данные:

For tubing flow to calculate the discharge pressure, consider tubing is selected such that friction pressure is 2-5% of the tubing pressure drop. This is typical for the design of an ESP. For this design use 3% for friction pressure drop. Discharge pressure = WHP + .433(.9)(Depth)(1.+ % Friction) = = 100 + .433(.9)(6000)(1. + .03) = 2508.3 psi

Данные по взаимосвязи между забойным давлением в скважине и её общим дебитом: Статическое забойное давление: 2900 фунтов на квадратный дюйм Дебит при испытаниях: 4000 баррелей в сутки Давление в перфорированном интервале при испытаниях: 400 фунтов на квадратный дюйм

Then the TDH or total dynamic head is : TDH = (Pd – PIP)/( (.433)(.9)) = (2508.3-205.15) / ( (.433)(.9)) = 5901 ft

Небольшое количество газа Глубина перфорированного интервала: 6500 футов Глубина погружения насоса: 6000 футов Диаметр обсадной колонны: 5,5 дюйма НКТ (подлежит определению, но для дебита 4000 баррелей в сутки диаметр должен быть приблизительно 3 ½, 4 или 4 ½ дюйма) Устьевое давление: 100 фунтов на квадратный дюйм Рассмотреть вариант со смесью воды и нефти с суммарной удельной плотностью 0,9. Приблизительные расчеты выполняются с допущением о том, что объем жидкостей не меняется в зависимости от давления и температуры в скважине. Это, конечно, не так, но при высокой обводненности и низком содержании газа приблизительно соответствует истине. Такое допущение позволяет упростить пример выполнения расчетов для проектирования. С увеличением количества газа и нефти с водой это допущение всё больше отклоняется от истины. Электропитание 60 Гц. Для данного примера используется приведенная выше кривая характеристик насоса. Запланированный дебит: 4000 баррелей в сутки Давление в интервале перфорации составляет 400 фунтов на квадратный дюйм. Принимается допущение о низкой силе трения для потока в обсадной колонне к приему насоса. Давление на входе в насос, ДВН, составляет 400 фунт/кв. дюйм – 500 футов (0,9*0,433 фунт/кв. дюйм / футов) = 205,15 фунтов на квадратный дюйм. Для расчета давления на выходе с помощью данных по параметрам потока в НКТ принимаем такой вариант выбора НКТ, при котором потери давления на трение составляют 2-5% от величины падения давления в НКТ. Такой подход типичен для проектирования установки ЭЦН. Для

66 ROGTEC

From the above performance curve read about 43.5 ft / stage. Then the number of stages required is: # Stages = TDH/ (head/stage) = 5901/43.5 = 136 stages The HP required from the motor would be: (# Stages) ( HP/Stage) (SpGr) = 136(1.95)(.9) = 238.7 HP A larger somewhat de-rated motor would normally be selected for this application To complete the design, a cable would be selected (normally with no more that 30 V/1000 ft voltage drop), a switch board or VSD would be selected, and use of tubing for this design should be such that the pressure drop due to friction would be about 3% of the total tubing pressure drop. Other hardware would be ordered. For heavy oil viscosity correction factors would come into play. For free gas at the pump intake, the gas would become part of the volume digested by the pump and the gas would also reduce the effective SpGr of the mixture. For more than 10-15% at the pump intake, we would become more concerned with the need for gas separation. VFD or Variable Drives: For critical installations, many times the data is such that the design may not fit the well conditions as the operator would prefer. Also changing well conditions may require changes in the ESP operation before the unit is pulled. If sufficient motor capacity is available, then a VSD can help achieve optimum operating conditions before the unit is pulled. Variable frequency drive (VFD) controllers are solid state electronic power conversion devices. AC input power is first converted to DC intermediate power using a diode rectifier and/or thyristor (SCR) bridge. The DC intermediate power is then converted to quasi-sinusoidal AC power using an inverter switching circuit. Figure 1 is a basic block diagram of a VFD connected to a motor. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Мощность на входе

Выпрямительная схема

Стабилиз. напряжение пост. тока

Input Power

Rectifier Circuit

Fixed DC Voltage

Инверторная схема

Электродвигатель

Inverter Circuit

Motor

Частотный преобразователь – Рис. 1. VFD Figure 1 рассматриваемого примера используем значение 3% для потерь давления на трение. Давление на выходе = Устьевое давление + 0,433(0,9)(глубина)(1. + % трение) = = 100 + 0,433(0,9)(6000)(1 + 0,03) = 2508,3 фунтов на квадратный дюйм

For the electrical submersible pump (ESP) application there is a step up transformer and a length of cable between the output of the VFD and the motor. VFD’s for ESP oil well applications are divided into two major categories. They are either variable voltage inverters (VVI) or constant voltage inverters (CVI). AC motor characteristics require the applied voltage

IHS CERA Индекс капитальных затрат по разведке и добыче нефти

IHS CERA Индекс эксплуатационных затрат по разведке и добыче нефти

Управляете неустойчивыми в мире капитальными и эксплуатационными расходами? Используйте решения IHS по анализу, моделированию и учету управленческих решений для ориентации в рамках сегодняшнего сложного рынка энергоресурсов. Проведите анализ месторождения, с помощью программного продукта интерпретации | PETRA® Оптимизируйте производственные процессы, используя компьютерные средства моделирования | PERFORM®, SubPUMP®, Pipesoft-2® Смоделируйте факторы, определяющие величину затрат, с помощью программы для оперативного управления эксплуатационными затратами | OPE$T™ Оптимизируйте обслуживание, ремонт и оперативный учет используя наш программный продукт и услуги | Intermat® Временные лицензии продуктов. Свяжитесь с нашими техническими специалистами. Получите дополнительную подробную информацию. www.ihs.com/solutions-ru или адрес электронной почты sales.psg@ihs.com Посетите наш стенд на выставке MIOGE | Павильон 1, Стенд 1409

ДОБЫЧА Тогда полный динамический напор (ПДН) равен: ПДН = (Pd – ДВН)/( (0,433)(0,9)) = (2508,3-205,15) / ( (0,433)(0,9)) = 5901 фут Исходя из приведенной выше кривой характеристик насоса, на одну ступень приходится примерно 43,5 фута. Тогда требуемое количество ступеней составляет: Количество ступеней = ПДН/ (напор/ступень) = 5901/43,5 = 136 ступеней Требуемая мощность электродвигателя в лошадиных силах (л.с.) составляет: (количество ступеней) ( л.с./ступень) (удельная плотность) = 136(1,95)(0,9) = 238,7 л.с. Как правило, на практике выбирается более мощный электродвигатель с эксплуатацией при мощности несколько ниже номинальной. Для завершения проектирования выбирается кабель (как правило, с перепадом напряжения не более 30 В/ 1000 футов), щит управления или устройство регулирования частоты вращения, при этом НКТ для данной схемы должны быть такими, чтобы падение давления из-за трения было около 3% от общего падения давления в НКТ. Заказывается прочее оборудование. Для тяжелой вязкой нефти используются поправочные коэффициенты. При наличии свободного газа на приеме насоса этот газ составляет часть объема флюида, проходящего через насос, он также понижает удельную плотность флюида. При содержании газа на приеме насоса более ~10-15% встает вопрос о необходимости применения газосепаратора. Частотно-регулируемый электропривод: Для критически важных установок зачастую данные, на которых базируется проект, таковы, что схема установки ЭЦН не соответствует тем скважинным условиям, которые устроили бы оператора. Кроме того, изменение условий в скважине может потребовать изменения параметров работы ЭЦН до его извлечения из скважины. При достаточном ресурсе двигателя достичь оптимальных рабочих условий до извлечения насоса из скважины можно с помощью частотного преобразователя. Регуляторы частоты вращения электродвигателя представляют собой полупроводниковые устройства – силовые электронные преобразователи. Сначала переменный ток питания преобразуется в постоянный ток в промежуточном звене устройства с помощью диодного выпрямителя и (или) преобразовательного моста на тиристорах (кремниевый управляемый вентиль). Затем

68 ROGTEC

to be proportionally adjusted whenever the frequency is changed in order to deliver the rated torque. For example, if a motor is designed to operate at 460 volts at 60 Hz, the applied voltage must be reduced to 230 volts when the frequency is reduced to 30 Hz. Thus the ratio of volts per hertz must be regulated to a constant value (460/60 = 7.67 V/Hz in this case). For optimum performance, some further voltage adjustment may be necessary, but nominally constant volts per hertz is the general rule. This ratio can be changed in order to change the torque delivered by the motor. The VVI VFD controls the output voltage by controlling the DC voltage level with SCRs. The output of this type of drive is a quasi-sinusoidal wave called a 6 step shown in Figure 2.

Частотный преобразователь – Рис. 2. VFD Figure 2 The vertical distance from the top of the top step to the bottom of the bottom step equals the DC bus voltage. As the frequency increases the SCRs on the input will cause the bus voltage increase and conversely when the frequency decreases the SCRs will reduce the bus voltage. VVI VFDs with 6 step outputs have been applied to ESP oil well applications for over 30 years. There is some additional motor heating associated with the use of 6 step because on the harmonic content of the quasisinusoidal wave shape. This additional heating as been compensated for by using motors that have be re-rated for the application of 6-step VFDs.

Частотный преобразователь – Рис. 3. VFD Figure 3 www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION постоянный ток преобразуется в переменный ток с квазисинусоидальной формой кривой напряжения с помощью инверторной переключающей схемы. [1] На рис. 1 представлена базовая схема частотного преобразователя, соединенного с электродвигателем. Для погружных электроцентробежных насосов в схеме присутствует еще повышающий трансформатор и отрезок кабеля между выходом частотного преобразователя и электродвигателем. Частотные преобразователи для ЭЦН, используемых в нефтяных скважинах, делятся на две основные категории в зависимости от типа инвертора – инвертор с регулируемым напряжением или инвертор с постоянным напряжением. Для создания номинального крутящего момента характеристики электродвигателя переменного тока требуют пропорционального регулирования приложенного напряжения в соответствии с изменением частоты. Например, если электродвигатель рассчитан на работу при 460 В при частоте 60 Гц, то при снижении частоты до 30 Гц приложенное напряжение должно быть снижено до 230 В. Таким образом, соотношение «напряжениечастота» должно иметь постоянную величину (для данного случая 460/60 = 7,67 В/Гц). Для достижения оптимальных эксплуатационных параметров

The CVI VFD controls the output voltage and frequency with a pulse width modulated (PWM) output shown in Figure 3. The peak between the top of the positive pulses and the bottom of the negative pulses always stays the same (or constant voltage). The width (or duty cycle) of each individual pulse increases with increasing frequency Широтно-импульсная модуляция Частотный регулятор Выходной сигнал (межфазный) Pulse Width Modulated Variable Frequency Controller Output Waveform (Line to Line)

Низкие частота и напряжение Low Frequency and Voltage

Высокие частота и напряжение High Frequency and Voltage

Частотный преобразователь – Рис. 4. VFD Figure 4.

ДОБЫЧА может потребоваться некоторое дополнительное регулирование напряжения, но общим правилом условно считается постоянное соотношение «напряжение-частота». Это соотношение можно менять для изменения крутящего момента, обеспечиваемого двигателем. В частотном преобразователе с инвертором с регулируемым напряжением выходное напряжение контролируется регулированием уровня напряжения постоянного тока с помощью тиристоров. На выходе такого типа преобразователя образуется квазисинусоидальная 6-ступенчатая форма кривой напряжения (см. рис. 2 ниже).

therefore increasing the average applied voltage. This voltage and frequency control is shown in Figure 4 below. The average voltage over the low frequency period will be lower than the average voltage over the higher frequency period. When the CVI VFDs are applied to the ESP oil well application, the rapid switching of the PWM output causes reflections to occur over the long lengths of power cable. This can cause voltage spikes up twice the peak system voltage to appear at the output of the step up transformer and the ESP motor terminals. Figure 5 shows the ringing that occurs at the end of the voltage transitions during the PWM switching.

Расстояние по вертикали от верха верхней ступени до низа нижней ступени равняется напряжению на шине постоянного тока. По мере увеличения частоты тиристоры на входе обеспечивают повышение напряжения на шине, и наоборот – при уменьшении частоты тиристоры обеспечивают понижение напряжения на шине. Частотные преобразователи с инвертором с регулируемым напряжением с 6-ступенчатой формой выходного напряжения применяются с ЭЦН, используемыми в нефтяных скважинах, уже более 30 лет. Применение таких устройств приводит к некоторому дополнительному нагреву электродвигателя ввиду содержания гармоник в квазисинусоидальной форме волны. Этот дополнительный нагрев компенсируется с помощью использования электродвигателей с перерасчетом номинальных характеристик специально для применения с частотными преобразователями с 6ступенчатой формой выходного напряжения.

Частотный преобразователь – Рис. 5. VFD Figure 5 To reduce the risk of insulation failure and to reduce motor heating due to harmonics the manufactures of these drives have included low pass filters on the output of their CVI VFDs. This is filtered PWM (FPWM3) or variable sine wave generation PWM (VSG PWM4). A typical voltage output waveform of a filtered CVI VSD is shown in Figure 6. 1,00 0,50

В частотном преобразователе с инвертором с постоянным напряжением выходное напряжение и частота регулируются с помощью широтноимпульсной модуляции (см. рис. 3 ниже). Амплитуда между верхней точкой положительных импульсов и нижней точкой отрицательных импульсов всегда остается постоянной (постоянное напряжение). Ширина (или «коэффициент заполнения») каждого отдельного импульса увеличивается с повышением частоты, повышая, таким образом, среднее приложенное напряжение. Такое регулирование напряжения и частоты проиллюстрировано на рис. 4 ниже. Среднее напряжение, приходящееся на период низкой частоты, ниже, чем среднее напряжение, приходящееся на период более высокой частоты.

Частотный преобразователь – Рис. 6. VFD Figure 6 Variable frequency drives for ESP oil well applications range in size from 25 KVA to 2000 KVA at 480 volts to 2400/4160 volts. They can be designed for stand alone applications in the field in NEMA 3 or 4 enclosures or they can be in NEMA 1 enclosures for motor control room applications. When purchased from an ESP vendor they will come with the necessary controls for motor and VFD protection and control.

При использовании частотных преобразователей с инвертором с постоянным напряжением применительно к ЭЦН, эксплуатируемым в нефтяных

1. Campbell, Sylvester J. (1987). Solid-State AC Motor Controls. New York: Marcel Dekker, Inc. pp. 79 2. Bose, Bimal K. (1980). Adjustable Speed AC Drive

70 ROGTEC

0,00kv -0,50 -1,00

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION скважинах, быстрое переключение выходного тока с широтно-импульсной модуляцией (ШИМ) приводит к появлению отражений на длинных участках силового кабеля. Это может вызвать броски напряжения до значения, вдвое превышающего максимальное напряжение системы на выходе повышающего трансформатора и клеммах электродвигателя ЭЦН. На рис. 5 показан эффект отражения – кратное увеличение волны, возникающее на конечном участке преобразования напряжения при переключении с помощью широтно-импульсной модуляции. Для снижения риска пробоя изоляции и для уменьшения нагрева электродвигателя изза содержания гармоник изготовители таких преобразователей ввели в их схему фильтр нижних частот на выходе. В результате появилась схема ШИМ с фильтром (FPWM3), или ШИМ с ообразованием регулируемых синусоидальных волн (VSG PWM4). Типичная форма кривой выходного напряжения для схемы частотного преобразователя с инвертором с постоянным напряжением с добавлением фильтра показана на рис. 6 ниже. Характеристики частотных преобразователей для ЭЦН, используемых в нефтедобывающей JM_1532 Rogtec Ad 22/4/09 09:35 Page 1 промышленности, варьируются от 25 киловольт-

Systems. New York: IEEE Press 3. Registered trademark of baker-Hughes Centrilift 4. Registered trademark of Wood Group – ESP, Inc. 4) Installation: There are many factors to be considered to prepare for installation, install the cable and unit components and start up and monitor the unit. See API RP 11 S3, Recommended Practice for ESP Installations. See API RP11S5 Recommended Practice for Application of ESP Cable. See APIRP 11S6 Recommended Practice for Testing ESP Cable Systems. ESP Deployment Options As previously discussed, the ESP assembly is normally hung on tubing with the electric cable banded to the outside of the tubing. A heavy rig/hoist intervention is therefore required to replace failed and sub-optimal systems and the unpredictability of ESP failures can result in significant disruption, cost and production deferment. To reduce the impact of ESP failures a number of alternative deployment options have been developed by the ESP vendors, such as Centrilift, Reda and Wood Group. Cable deployed systems, coiled tubing deployed systems and through tubing deployed pumps were all

Do you want to see through walls? TRACERCO Diagnostics™ Pipeline Assurance services enable our customers to use on-line non-invasive techniques to determine the condition and characteristics of pipeline contents.

Providing Insight Onsite

Pipe-in-pipe Annulus Integrity measurements to determine whether the annulus is dry or flooded. Reliable, robust and low risk method of pig location and detection.

Flow Assurance deposit surveys to determine the location and amount of pipeline deposits.

Slugging study accurate real time process measurements that determine the size, duration and velocity of liquid and gas slugs.

Moisture Under Insulation Detection identifying the location of wet insulation that is a precursor to corrosion.

For more information please contact us via the e-mail address shown, or by telephoning +44 (0) 1642 375500

www.tracerco.com

tracerco�matthey.com

A member of the Johnson Matthey Group

ДОБЫЧА ампер до 2000 киловольт-ампер при напряжении от 480 В до 2400/4160 В. Они могут быть рассчитаны на отдельную установку на месте в корпусах класса NEMA 3 или 4 (по стандарту NEMA – Национальной ассоциации производителей электрооборудования), или на установку в аппаратных управления электродвигателями в корпусах класса NEMA 1. При закупке у поставщика ЭЦН эти устройства поставляются в комплекте с необходимыми средствами защиты и управления электродвигателями и частотными преобразователями.

designed to reduce the impact of ESP failures but, for a variety of technical and commercial reasons, have not been readily adopted by the industry. More recently ESP Shuttle Systems have become available through ZEiTECS where the entire ESP system (pump, seal and motor) may be run and retrieved on wireline. The ESP cable and the female electrical connectors are run with tubing as the ‘permanent’ completion and then the ESP Shuttle system with the male electrical connectors is run through the tubing on wireline to the docking station at bottom. The wireline is detached and retrieved before production.

1. Источник: Campbell, Sylvester J. (1987). Solid-State AC Motor Controls. New York: Marcel Dekker, Inc. pp. 79 2. Источник: Bose, Bimal K. (1980). Adjustable Speed AC Drive Systems. New York: IEEE Press 3. Зарегистрированная торговая марка компании Baker-Hughes Centrilift 4. Зарегистрированная торговая марка компании Wood Group – ESP, Inc.

The best ESP deployment method for a particular application can be determined only by a thorough evaluation of well lifecycle economics.

4) a)

Монтаж: При подготовке к монтажу, монтаже кабеля и компонентов установки, а также запуске и мониторинге работы установки необходимо учитывать множество факторов. См. стандарт API RP 11 S3, «Рекомендуемая методика монтажа установок ЭЦН». См. стандарт API RP11S5, «Рекомендуемая методика для установки кабеля ЭЦН». См. стандарт APIRP 11S6, «Рекомендуемая методика для испытаний кабелей ЭЦН».

Варианты размещения УЭЦН Как обсуждалось ранее, УЭЦН в сборе обычно навешивается на подъемной трубе с использованием электрического кабеля, бандажируемого к наружной стороне трубы. Таким образом, для замены вышедших из строя и недостаточных систем требуется вмешательство с использованием тяжелых приспособлений/подъемных устройств, а непредсказуемость отказов УЭЦН может иметь своим результатом значительные повреждения, затраты и задержки в производстве работ. Для того, чтобы уменьшить последствия отказов УЭЦН, поставщиками УЭЦН, такими, как «Centrilift», «Reda» и «Wood Group», был разработан целый ряд альтернативных вариантов размещения. Системы с канатным размещением, системы с колтюбинговым размещением и насосы с размещением через трубу были разработаны в целях снижения последствий отказов УЭЦН, но, в силу целого ряда технических и коммерческих причин, они не были с готовностью приняты отраслью. Позднее, благодаря усилиям компании «ZEiTECS»

72 ROGTEC

5) Operation / Monitoring: i) Monitor: Amps, surface voltage, downhole temperature and pressure starts/stops, power supply frequency ii) Advanced (a) Motor winding and well temperature (b) Motor fluid dielectric strength (c) Vibration (d) Discharge pressure (e) See API RP 11S Operation, Maintenance & Toubleshooting of ESP Installations 6) Removal from Well/ Inspection; i) Remove with care ii) Inspect as removed: Sample fluids, solids etc iii) Collect fluid and solids samples iv) Observe color indicating exposure to excessive heat v) Note Vibration marks if any vi) Any evidence of cable or pothead burns vii) Mechanical damage if evident viii) Package including pothead and instrumentation (without removal) to shop for teardown 7) Shop Teardown: i) Have available historical run data and documentation ii) Sample internal materials and fluids iii) Search for primary cause of failure and other conditions: (a) Wear (b) Foreign materials (c) Electrical transients or electrical burns (d) Water in motor? (e) Seal function or failure of: 1. Shaft seals 2. Bag preventer 3. Contamination of labyrinth sections 4. Wear or failure of thrust bearing (f) Motor: Burned or contaminated (g) See API RP 11S Recommended Practice for ESP Teardown Report www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION стали доступными челночные системы УЭЦН, в которых вся система УЭЦН (насос, уплотнение и двигатель) могут спускаться и извлекаться на кабель-тросе. Кабель УЭЦН и гнезда электрических соединителей опускаются вместе с трубой в качестве «постоянного» комплекта, и затем челночная система УЭЦН вместе со штепсельными частями электрических соединителей опускается через трубу на кабель-тросе в док-станцию в нижней части. Кабель-трос отсоединяется и извлекается перед началом добычи. Наилучший способ размещения УЭЦН для конкретного применения может быть определен только посредством тщательной оценки экономических аспектов жизненного цикла скважины. 5) i)

Эксплуатация / Контроль параметров работы: Контролю подлежат следующие параметры: сила тока, напряжение на поверхности, температура и давление в скважине в начале работы и при остановке, частота источника питания.

ii) Дополнительные параметры (a) Температура обмотки двигателя и температура в скважине; (b) Диэлектрическая прочность жидкости в двигателе; (c) Вибрация; (d) Давление на выходе; (e) См. стандарт API RP 11S, «Эксплуатация, техническое обслуживание и устранение неисправностей установок ЭЦН». 6) Извлечение из скважины / осмотр: i) Извлекать с осторожностью; ii) После извлечения осмотреть насос: взять пробы жидкостей, твердых веществ и т.д.; iii) Собрать пробы жидкостей и твердых веществ; iv) Проверить цвет на предмет изменения вследствие воздействия повышенных температур; v) Отметить признаки подверженности вибрации при их наличии; vi) Проверить наличие признаков прожогов на кабелях или концевых кабельных муфтах; vii) Проверить наличие механических повреждений; viii) Упаковать оборудование, включая концевые муфты и КИП (без извлечения), для доставки в мастерскую для демонтажа. 7) i) ii) iii)

Демонтаж в мастерской: Необходимо наличие данных по эксплуатации установки за определенный прошедший период и ведение соответствующей документации; Взятие проб материалов и жидкостей, находящихся внутри насоса; Исследование основных причин неисправностей

www.rogtecmagazine.com

iv)

Determine possible reuse of pump and motor if reconditioned and tested. See APIRP11S2 Recommended Practice for ESP Testing. See API RP11S8 Recommended Practice on ESP Vibrations. See API RP 11S7 RP on Application and Testing of ESP Seal Chamber Sections

8) Determination of failure: i) Examine removal and teardown data and assess cause(s) of failure 9) i) ii)

Continuous Improvement: Indicate equipment that could extend run life such as sand resistance Stages/ impellers or high temperature trim or need for better checks at installation etc. Note that these recommendations may not be implemented on the new equipment going in but possibly on the following run/pull/installation.

10) Maintenance of Failure Data Base: In order to show improvements with time in run life, it is necessary to have a good record of past failures and the cause of each. Only then can attention be focused on the most critical areas and only then can improvements in run life be achieved. For additional information on a failure tracking project details see: Industry Reliability and Failure Tracking Joint Industry Projects seek to increase ESP and PCP Run-Life By Jesus Chacin, Paul Skoczylas and Darren Worth, ROGTEC, Issue 7. и других условий: (a) Износ; (b) Наличие инородных материалов; (c) Наличие мгновенно возникающих неустановившихся токов и электрических ожогов; (d) Наличие воды в двигателе? (e) Состояние уплотнений, признаки повреждений: 1. Уплотнений валов; 2. Эластичной диафрагмы; 3. Загрязнение лабиринтных камер; 4. Износ или поломка упорных подшипников. (f) Двигатель: признаки сжигания или загрязнения; (g) См. стандарт API RP 11S, «Рекомендуемая методика составления отчетов по демонтажу установок ЭЦН». iv) Определение возможности повторного использования насоса и двигателя после ремонта и испытаний. См. стандарт APIRP11S2, «Рекомендуемая методика испытаний установок

ROGTEC 73

ДОБЫЧА

ЭЦН». См. стандарт API R P11S8, «Рекомендуемая методика контроля вибрации установок ЭЦН». См. стандарт API RP 11S7, «Рекомендуемая методика выбора и испытаний уплотнительных камер установок ЭЦН».

8) Определение неисправностей: i) Изучение данных по извлечению и демонтажу насоса и оценка причин(ы) отказа. 9) Постоянное совершенствование в использовании насосов: i) Определение элементов, которые могли бы продлить межремонтный период насоса, например, стойкие к воздействию песка компоненты: (1) Ступени/ рабочие колеса, или высокотемпературные внутренние элементы, или необходимость более тщательных проверок при монтаже и т.д. Следует отметить, что эти рекомендации могут быть невыполнимы для нового оборудования, спускаемого в скважину,

они, возможно, более подходят для следующих циклов спуска/ извлечения/ монтажа.

10) Ведение базы данных по неисправностям: Для того чтобы со временем обеспечить увеличение межремонтного периода, необходимо тщательно вести базу данных по имевшим место отказам и их причинам. Только в этом случае можно сосредоточиться на наиболее важных аспектах и добиться повышения межремонтного ресурса. Дополнительную информацию по ведению баз данных по отказам ЭЦН см. в следующем документе: Reliability and Failure Tracking Joint Industry Projects seek to increase ESP and PCP Run-Life By Jesus Chacin, Paul Skoczylas and Darren Worth, Rogtec, Issue 7. («Совместный отраслевой проект по созданию базы данных отказов и надежности ЭЦН и винтовых насосов способствует увеличению их срока службы», авторы: Иисус Чацин, Пол Шкозылас и Дэррен Уорт, журнал ROGTEC, выпуск 7).

Типичные отказы ЭЦН Examples of ESP Failures Дренажная пробка (скважинные условия) Коррозия НКТ Drain Plug Tubing Corrosion (Well Conditions) 3% 3% Цикличная работа главного кабеля ЭЦН Main Cable Cycling ESP 3% Возраст оборудования (главный кабель) (Main Cable) Age of Equipment 9% Закупоривание (насоса) сульфидами железа (Pump) ‘Plugged with Iron’ Sulfide 3%

Отказ электродвигателя, возраст оборудования Motor Failure Age of Equipment 3% Попадание воды (в электродвигатель) в результате повреждения протектора / приемного отверстия Water in (Motor) from Protector Failure / Intake Failure 3% Дефекты изготовления электродвигателя Motor Manufacturing 3% Концевая кабельная муфта электродвигателя – бросок напряжения Motor Pothead - Voltage Surge 3% Трещина на концевой кабельной муфте электродвигателя Motor Pothead Cracked 9% Выход из строя (электродвигателя) в результате броска напряжения (Motor) damaged from Volyage Surge 6%

Закупоривание и блокировка насоса / скважинные условия Pumps Plugged and Locked / Well conditions 26% Закупоривание (приемного отверстия) парафином / асфальтинами (Intake) Plugged with parrifin/asphaltines 3%

74 ROGTEC

Нагрев двигателя (циклические колебания уровня жидкости в скважине, циклический режим работы скважины, эксплуатация при низком расходе) Motor Heat (cycling fluid, cycling well, lo-flo conditions) 23%

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 75

ДОБЫЧА

ТЕХНОЛОГИИ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКИ РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ HEAVY OIL RECOVERY: CYCLIC SOLVENT INJECTION Хосе Альварес и Рой Коатс Научно-исследовательский совет Альберты

Канадские запасы тяжелой нефти Балансовые запасы тяжелой нефти ЗападноКанадского осадочного бассейна составляют не менее 30 млрд. баррелей. Приблизительно две трети указанных запасов, или 19 млрд. баррелей, находится в пластах-коллекторах тяжелой нефти в районе г. Ллойдминстер. Таким образом, данное месторождение на границе провинций Альберта и Саскачеван имеет стратегически важное значение для энергетики Канады, поскольку объем добываемой тяжелой нефти составляет почти 20% от всего объема канадской нефтедобычи. Характерной особенностью нефтеносных пластов месторождения Ллойдминстер можно считать то, что они представляют собой тонко- и мелкозернистые неуплотненные песчаные горизонты из достаточно чистого кварца, пористость которых составляет 2935%. Температура в таких пластах, залегающих на глубинах не более 500-600 м, не превышает 22 °C, а величина их проницаемости варьируется от 100 до 5000 мД. Плотность нефти составляет 13-17 °АНИ, при этом вязкость дегазированной нефти может быть доходить до 40 000 мПа-с. Кроме того, около 80% балансовых запасов нефти сосредоточено в пластах толщиной менее 5 м, что создает дополнительные проблемы при осуществлении нефтедобычи. Разработка первичными методами Разработка месторождения Ллойдминстер первичными методами, как стандартными, так и нестандартными (холодная добыча тяжелой нефти вместе с песком, CHOPS), ведется уже около 60 лет, при этом данная технология используется большинством канадских компаний, занимающихся добычей тяжелой нефти. Коэффициент извлечения нефти составляет порядка 8 - 15% начальных балансовых запасов. При холодной добыче успешно используется специализированное насосное

84 ROGTEC

Jose Alvarez and Roy Coates Alberta Research Council

Canadian Heavy Oil Resources The Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB) contains as much as 30 billion barrels of heavy oil in place (OIP). Approximately two thirds of these resources, 19 billion barrels, are located in the heavy oil reservoirs of the Lloydminster area. Therefore, the Lloydminster area, located on the Alberta-Saskatchewan border, has a strategic importance for the energy sector in Canada as heavy oil production accounts for almost 20% of the total Canadian oil production. The Lloydminster reservoirs are characterized by being very fine to fine grained relatively clean quartz unconsolidated sand bodies with porosities ranging from 29 to 35%. These relatively shallow reservoirs, 500 to 600 m deep, have temperatures around 22°C and permeability values varying from 100 to 5,000 md. The oil gravity ranges from 13 to 17 °API and dead oil viscosities can be as high as 40,000 mPas. Additionally, around 80% of the OIP is found in formations that are less than 5 m thick, which leads to additional exploitation challenges. Primary Production Primary production, conventional or unconventional (cold heavy oil production with sand, CHOPS), in the Lloydminster area has been under way for about 60 years and is the technology applied by most of the Canadian heavy oil producers. Recovery factors are in the order of 8 to 15% OOIP. Cold Production takes the advantage of specialized pumping equipment, e.g. progressive cavity (PC) pumps, in order to deliberately produce sand along with the reservoir fluids. The production of sand creates long channels or wormholes with high permeability. Evidence suggests that some wormholes may grow as far as 200m from the production well. The combination of foamy oil behavior and the high permeability channels accounts for the high recovery factors and high production rates encountered in most of the Lloydminster’s reservoirs. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION оборудование (например, установки винтовых насосов), с помощью которого производится откачка специально созданной смеси пластового флюида и песка. Добыча песка приводит к возникновению длинных каналов, или «червоточин», обладающих высокой проницаемостью. Опыт показывает, что некоторые каналы могут отходить в стороны от эксплуатационной скважины на расстояние до 200 м. Сочетание пенистости нефти с высокопроницаемыми каналами обуславливает высокие коэффициенты извлечения и высокие дебиты, наблюдаемые у большинства нефтеносных пластов месторождения Ллойдминстер. Несмотря на коммерческий успех технологии холодной добычи, существует ряд признаков, по которым можно судить о вероятном достижении предела ее возможностей. По имеющимся оценкам, объем добываемой в настоящее время нефти составляет 36 500 м3/сут (230 000 барр./сут), при этом согласно прогнозам в следующем десятилетии произойдет снижение добываемых объемов на 50%. Причиной такого снижения добычи являются следующие факторы:

In spite of the commercial success of cold production, there are several indicators that suggest it may be reaching a plateau. Actual production is estimated to be 36,500 m3/d (230,000 bbl/d) and production forecasts are showing a 50% decline over the next decade. Several factors are contributing to this production decline: » Industry is running out of new sites for cold production » Watering out of wells due to water encroachment through wormhole systems » Pressure depletion and reduced drive energy » Low liquid inflow and high producing GOR » Wells do not last more than 7 to 8 years due to above reasons Therefore, the future of these reservoirs depends on the development of post-cold production technologies to tackle the remaining 85% to 90% of OOIP.

» отсутствие новых месторождений, пригодных для разработки с применением методики холодной добычи; » обводнение скважин за счет притока воды по сети каналов; » снижение пластового давления и энергии пластов; » низкий приток жидкости и высокий газовый фактор; » невозможность эксплуатации скважин дольше 7-8 лет в силу вышеуказанных причин.

Schematic representation of a reservoir after CHOPS

Сепарационные и производственные сооружения Доставка и хранение растворителя

Сеть каналов

Нефтяные резервуары Существующая скважина, эксплуатируемая методом холодной добычи Зона использования технологии, предлагаемой вместо холодной добычи нефти

Схематическое изображение пласта после применения технологии холодной добычи тяжелой нефти вместе с песком www.rogtecmagazine.com

Post-Cold Production Technologies Evaluation of follow up processes for mature cold production reservoirs has been a research topic for the last 15 years in Western Canada. Thermal and non thermal processes have been investigated at laboratory scale using reservoir properties representative of Lloydminster reservoirs. The aim of the research has been the development of an economically viable IOR process which utilizes the existing wells and wormhole networks to provide access for injection of stimulation fluids into the formation. The injected fluids reenergize the formation, supply drive energy and correct mobility imbalances through viscosity reduction and phase redistribution. The experiments are performed in a radial drainage apparatus, representing a segment of the reservoir

ROGTEC 85

ДОБЫЧА Таким образом, перспектива разработки данных пластов в будущем определяется разработкой технологий, которые будут использоваться после холодной добычи, чтобы обеспечить возможность извлечения остающихся 85 - 90% начальных балансовых запасов нефти. Технологии, предлагаемые вместо холодной добычи нефти Оценка процессов последующей добычи на старых месторождениях, разрабатываемых методами холодной добычи, вот уже в течение 15 лет является предметом исследований, проводящихся в Западной Канаде. Исследования процессов термической и нетермической добычи проводятся в лабораторных условиях, при этом в качестве исходных данных были взяты коллекторские свойства пластов месторождения Ллойдминстер. Задачей подобных исследований является разработка экономически целесообразного метода увеличения коэффициента извлечения нефти при условии использования уже имеющейся сети скважин и каналов с целью осуществления закачки в них жидкостей для воздействия на пласты. Закачиваемые жидкости обеспечивают создание в пластах требуемого давления, поддержание энергии пластов, а также позволяют скорректировать дисбаланс степени

draining into a 6 cm diameter wormhole located in the middle of 6 m thick pay zone. The assumption for this configuration is that once the wormhole is created, the mechanisms controlling fluid production generally affect the flow of fluids between the reservoir and the wormhole, and that this flow is in a radial direction. The model is 3 m in length, with a 1 cm internal diameter at the bottom and a 12 cm internal diameter at the top.

Segment of the reservoir draining into a wormhole More than 15 experiments were performed in the radial drainage apparatus evaluating thermal and non-thermal follow-up processes

Сеть каналов

Радиальное дренирование пластового флюида в канал

Существующая скважина, эксплуатируемая методом холодной добычи Хвостовик со щелевидными отверстиями Канал

Thermal Processes Economical analysis, based on simulation results, indicated that cyclic steam stimulation (CSS) has more potential to be economic in thicker reservoirs, i.e. pay zones greater than 15 m. This observation is in line with that reported from field experiences in thin pay zones of Lloydminster, where high heat losses have produced uneconomic outcomes. These results rule out thermal processes for more than 80% of the Lloydminster reservoirs.

Дренируемый сегмент конической формы

Сегмент резервуара, дренируемого через канал

86 ROGTEC

Non-Thermal Processes In the cyclic solvent injection concept (CSI), a solvent mixture is injected in the reservoir, followed by a www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION подвижности флюида за счет снижения вязкости и перераспределения фаз. Эксперименты проводятся в аппарате радиального дренирования, имитирующем сегмент пласта, дренируемого через канал диаметром 6 см, который проходит через нефтепродуктивную зону мощностью 6 м. При такой конфигурации предполагается, что при наличии образовавшегося канала на поток флюида между ним и пластом начинают преимущественно воздействовать механизмы регулирования продуктивности, при этом перемещение флюида происходит в радиальном направлении. Длина модели составляет 3 м, ее нижний внутренний диаметр равняется 1 см, верхний внутренний диаметр – 12 см. В аппарате радиального дренажа было выполнено более 15 экспериментов с целью оценки термических и нетермических процессов последующей добычи. Термические процессы Анализ результатов моделирования с экономической точки зрения показал, что технология циклической паростимуляции является более предпочтительной в плане ее рентабельности при добыче нефти из более мощных пластов, например, из нефтепродуктивных зон мощностью более 15 м. Данное наблюдение подтверждается практическим опытом разработки пластов малой мощности на месторождении Ллойдминстер, когда было выяснено, что высокие тепловые потери обуславливают нерентабельность

Аппарат радиального дренирования Radial drainage apparatus

Stage 1: Steam Injection Steam is injected at high pressure into cold reservoir

soak period and a production period, analogous to the CSS process. As a rule of thumb, the solvent mixtures to be used in the CSI process should be predominantly gaseous to replace the voidage created by primary production, have good solubility in oil, be readily available and be relatively inexpensive. With those requirements in mind several solvent mixtures have been evaluated. These mixtures consist of an inexpensive carrier gas such as methane or carbon dioxide, enriched by propane or butane.

Stage 2: Soak Phase Steam & condensed water heat reservoir

Stage 3: Production Heated oil & water are pumped to the surface

Cyclic steam stimulation process

Этап 1. Нагнетание пара Нагнетание пара под высоким давлением в пласт, разрабатываемый методом холодной добычи

Этап 2. Период выдерживания Нагрев пласта паром и конденсированной водойwater

Этап 3. Добыча Нагретая нефть и вода

Процесс циклической паростимуляции www.rogtecmagazine.com

The mixtures compositions were selected such that for the experimental pressure range, they were either in the gas phase region, close to the dew point or in the two phase region. Operational conditions, such as number of cycles, soak time, solvent loading, comingled or slug injection strategies, are key in this process and should be evaluated in physical and numerical models before testing the CSI technology in the field.

ROGTEC 87

ДОБЫЧА процесса добычи. Все эти факты исключают применение технологий нефтедобычи на основе термических процессов для разработки более чем 80% нефтяных пластов месторождения Ллойдминстер.

The figure shown below compares the recovery factor between methane based mixtures and carbon dioxide based mixtures with propane. Carbon dioxide based mixtures have two to three times higher recovery factors than the ones obtained by methane based mixtures. Higher oil swelling, higher dissolution and greater viscosity reduction with carbon dioxide can be responsible for the higher oil recovery. Additionally, associated experiments carried out to examine exsolution behavior of different solvents from heavy oil, have reported abnormally high supersaturation of carbon dioxide. This behavior may be the key to the additional recovery obtained with carbon dioxide mixtures. Further investigations are ongoing.

Балансовые запасы нефти, извлеченные первичными методами PPOIP

Нетермические процессы Технология циклической закачки растворителя предусматривает нагнетание растворяющей смеси в пласт с последующим выдерживанием и переходом к добыче, как и в случае применения технологии циклической паростимуляции. Практика показывает, что закачиваемые в пласт растворяющие смеси должны быть преимущественно газообразными, чтобы происходило заполнение свободного порового пространства пласта, 20 возникшего в результате 2-й цикл - 2nd Cycle его разработки первичными 18 1-й цикл - 1st Cycle методами. Кроме того, данные растворяющие смеси 16 должны обладать хорошей 14 растворимостью в нефти, а также быть легкодоступными 12 и относительно недорогими. С учетом данных требований 10 были рассмотрены несколько видов растворителей. 8 Основу таких растворяющих смесей составляет 6 недорогой газ-носитель, в качестве которого обычно 4 используется метан или 2 углекислый газ, обогащенный пропаном или бутаном. 0 Состав растворяющих смесей CO2 / C3H8 CO2 CH4 / C3H8 CH4 / C3H8 CH4 / C3H8 подбирался таким образом, 72% - 28% 70% - 30% 30% - 70% 80% - 20% чтобы в экспериментальном диапазоне давления они Нефтеотдача при использовании различных растворяющих смесей представляли бы собой Oil recovery obtained using different mixtures газ при температуре, близкой к точке росы, или двухфазную смесь. Перед CSI Pilot Tests опробованием технологии циклической закачки Husky Inc. is operating the Edam field in the Lloydminster растворителя в промысловых условиях очень важно area. A blend of methane-propane began to be injected произвести оценку таких ключевых эксплуатационных in June 2006. Injection and production were cycled параметров, как количество циклов, время between two unconsolidated-sands formations. One выдерживания, загрузка растворителя, нагнетание of the formations is 7 m thick, containing 12°API oil путем непрерывного подмешивания или порционное with a viscosity of 15,000 mPa.s. The other formation нагнетание, для чего используются различные is thinner, 3.5 m of pay, containing a more viscous oil, физические и численные модели. 27,000 mPa.s and 11°API. The thicker formation had average oil recovery during cold production but little На представленном ниже рисунке сравниваются water production. The other formation produced above коэффициенты извлечения для случаев, когда average water and oil during the cold production. применяются растворяющие смеси на основе метана, а также на основе углекислого газа The reported information for this pilot indicates that с добавлением пропана. При использовании the results have been encouraging and therefore растворяющих смесей на основе углекислого the operator will continue evaluating CSI operational газа коэффициенты извлечения оказываются в strategies in this field. 2-3 раза выше аналогичных показателей, имеющих

88 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION место при использовании растворяющих смесей на основе метана. Рост нефтеотдачи в первом случае обуславливается более значительным увеличением объема нефти вследствие ее обогащения газом, а также повышением растворимости и более заметным снижением вязкости. Кроме того, сопутствующие эксперименты, проводимые с целью изучения характеристик распада различных растворителей в отношении тяжелой нефти, показали, что имеет место аномально высокое перенасыщение углекислым газом. Подобное поведение может объяснить наблюдаемый рост нефтеотдачи при использовании растворяющих смесей на основе углекислого газа. В настоящее время продолжаются дальнейшие исследования. Пилотные испытания технологии циклической закачки растворителя Компания Husky Inc. занимается разработкой участка Эдам на месторождении Ллойдминстер. Закачка смеси метана и пропана началась в июне 2006 г. Оба пласта неуплотненного песка поочередно подвергались процедурам нагнетания и извлечения нефти. Мощность одного из пластов составляет 7 м, в нем содержится нефть, обладающая плотностью 12 °АНИ и вязкостью 15 000 мПа-с. Мощность второго пласта меньше и составляет всего 3,5 м. В нем содержится более вязкая нефть (27000 мПа-с) плотностью 11 °API. При использовании технологии холодной добычи у более мощного пласта наблюдается средняя нефтеотдача при малом объеме извлекаемой пластовой воды, тогда как показатели нефтеотдачи другого пласта и объемов извлекаемой из него пластовой воды превышают средние значения. Исходя из собранной информации, можно считать результаты испытаний обнадеживающими, поэтому компанияоператор будет продолжать исследования на предмет перспективности применения технологии циклической закачки растворителя на данном месторождении. Для получения более подробной информации следует связаться с авторами данной статьи: For More Information, Contact: Д-р Хосе Альварес Руководитель направления применения Jose Alvarez, Ph.D, Solvent Strategic Area Leader Email: Jose.AlvarezMartine@arc.ab.ca Тел. - Phone: (780) 450-5395

www.dresser-rand.com www.dresser-rand.com/ru/

Рой Коатс, дипломированный инженер Roy Coates, P. Eng, Reservoir Engineer Manager, Email: Roy.Coates@arc.ab.ca Тел. - Phone: (780) 450-5261

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 89

ИНТЕРВЬЮ

Интервью журнала ROGTEC с Клавдией Родионовой, генеральным менеджером российского отделения Общества инженеров-нефтяников (SPE)

ROGTEC talks with Claudia Rodionova General Manager of SPE Russia

1. Каковы основные задачи SPE в России?

1. What are the main goals of SPE in Russia?

оссия — один из наиболее динамично развивающихся регионов деятельности SPE. Наша секция в Москве открылась в 2007 году с целью оказания содействия в получении членства в SPE коллегам из этого ключевого для нас региона, а также с целью продвижения технических программ SPE в России. Это событие свидетельствует о мировом признании важной роли российской нефтегазовой промышленности. В России SPE обеспечивает доступ к передовым технологиям, разработанным в различных странах мира, а также предоставляет возможность специалистам из других стран узнать об уникальных технологических достижениях российских инженеров и ученых. Одной из задач отделения SPE является проведение прикладных технических семинаров, в рамках которых на базе практических исследований и конкретных примеров рассматриваются особенности применения новейших технологий. Другое направление нашей работы – поддержка Российской нефтегазовой технической конференции и выставки SPE, которая проходит каждые два года в Москве. Это международное мероприятие, организуемое Обществом инженеров-нефтяников и компанией Reed Spearhead Exhibition, представляет исключительный интерес для специалистов в области разведки и добычи нефти и газа. Следующая Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка состоится в Москве в октябре 2010 года. Кроме того, в рамках популярной программы «Выдающиеся лекции SPE» наша организация ежегодно направляет четырех ведущих технических специалистов для выступлений с лекциями в различных российских секциях общества. Одним из приоритетных направлений является работа со студентами, которым мы предоставляем возможность повысить свои технические и

90 ROGTEC

ussia is one of the SPE’s fastest growing regions. Our office was opened in Moscow in 2007 to assist in membership development in this important region and to develop more SPE technical programs in Russia. It shows the global recognition of the importance of the Russian oil and natural gas industry. In Russia, the SPE provides access to technological advances from around the world and also provides an important opportunity to highlight the unique advances in technology that have been made by Russian engineers and scientists. The goals are to develop SPE Applied Technology Workshops, which focus on the latest applications of relevant technology, illustrated with field case studies and examples and to support the SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, run every 2 years in Moscow. It is the major international event for the upstream oil and gas exploration and production community organized in Moscow by the Society of Petroleum Engineers and Reed Spearhead Exhibition. The next SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition will take place in Moscow in October 2010. SPE will also provide four leading technical experts every year to speak to SPE sections across Russia as part of its popular Distinguished Lecturer program. One of the main objectives is to provide opportunities for students to enhance their technical and professional knowledge. We currently organize student conferences and student paper contests in Russia and starting 2009 introduced the STAR scholarship program in Russia and the Caspian region. 2. I believe SPE Russia membership has been growing rapidly in recent years, how is this going and what is being done to attract new members? We currently have 6 professional sections in Russia based in Moscow, Tyumen, Almetievsk, Nizhnevartovsk, www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW профессиональные знания. В частности, SPE проводит студенческие конференции и конкурсы студенческих работ, а с 2009 года начала действовать программа стипендий SPE STAR в России и Каспийском регионе.

Noyabrsh, Sakhalin and 13 student chapters in most of the oil and gas Universities across Russia.

2. Насколько мне известно, в последние годы количество членов российского отделения SPE стремительно растет. Так ли это, и какая работа ведется для привлечения новых членов?

In the current economic downturn, companies are tightening their travel budgets. The Society of Petroleum Engineers is responding by placing its technical conferences and workshops close to major petroleum operations to help reduce or eliminate travel costs. Now, more than ever, companies are seeking innovative ideas and technology that can reduce their operating costs and produce better results. SPE is a leading resource for technical knowledge that can enhance performance. Our conferences and workshops present both regional and global perspectives, offering the latest practical applications that you can take back to the office for immediate use.

В настоящее время наша организация имеет шесть профессиональных секций в России, которые находятся в Москве, Тюмени, Альметьевске, Нижневартовске, Ноябрьске и на Сахалине. Кроме того, действуют 13 студенческих секций, созданных в большинстве российских университетов нефти и газа. 3. Влияет ли динамика мировых цен на нефть на показатели членства в SPE? В условиях наблюдающегося экономического спада компании урезают свои расходы на командировки. Адаптируясь к ситуации, Общество инженеровнефтяников в настоящее время старается проводить свои технические конференции и семинары в непосредственной близости от основных нефтяных месторождений, чтобы позволить участникам минимизировать командировочные расходы. Сейчас, более чем когда-либо, нефтяные компании стремятся использовать передовые идеи и технологии, позволяющие сократить эксплуатационные затраты и улучшить результаты деятельности. SPE выступает в роли обширнейшего источника технических знаний, способных обеспечить повышение производственных показателей. Наши конференции и семинары освещают региональные и мировые перспективы в сфере нефтегазодобычи, предлагая передовые практические решения, полностью готовые для внедрения на местах. В данный момент мы изучаем возможности по переносу некоторых запланированных мероприятий в другие географические пункты для большего удобства участников, и в дальнейшем будем всячески стараться проводить такие мероприятия вблизи территорий, на которых осуществляется освоение месторождений. Кроме того, мы ищем пути применения современных технологий для проведения заседаний нашего комитета с целью сокращения командировочных расходов. Все большее значение начинают приобретать сетевые ресурсы SPE, которые используются в качестве средства общения с коллегами по всему миру, обмена технологиями и информацией. www.rogtecmagazine.com

3. Do you see the price of the barrel having an effect on SPE membership?

We are examining whether we can relocate some currently scheduled events to be more conveniently placed and will strive to place future events close to where you operate. We are also looking for ways to use technology for our committee meetings to reduce travel expense. This is also the time when SPE’s online resources will assume additional importance as a way of keeping in contact with peers around the world and transferring technology and knowledge. 4. Are you planning to increase the amount of exhibitions and technical meetings in Russia? Our current plan is to run 4 Applied Technologies Workshops annually. For the remainder of 2009 we plan the following workshops in Russia: » SPE Petroleum Reserves Estimation Workshop: Sharing the Vision (September) » Formation Water (November 2009) » ESP (October 2009) We also are looking for local workshops to be arranged by local SPE sections in Tyumen and in Nizhnevartovsk. 5. The SPE is a platform for technology information sharing; are there any particular technologies or topics that are being “hotly discussed” at the moment? SPE provides ways to share knowledge on new approaches and technological advances in all technical disciplines. There are some topics that are being widely discussed with applications across the globe, including deepwater, heavy oil, carbon capture and sequestration, enhanced recovery and unconventional reserves. The digital oilfield is also a topic of interest, with increased automation and “intelligence” built into equipment and tools, as well as better information-technology enablement of field personnel.

ROGTEC 91

ИНТЕРВЬЮ 4. Планируете ли Вы увеличивать количество выставок и технических конференций в России? Наш текущий план предусматривает ежегодное проведение четырех прикладных технических семинаров. До конца 2009 года мы планируем провести в России семинары по следующим темам:

6. With question 4 in mind, how do you see integration between Russian and Western technologies?

Кроме того, мы намерены организовать семинары на местах на базе наших секций в Тюмени и Нижневартовске.

I think that all the events we run in Russia help to integrate the best Western practices in operations within the Russian market. In October 2008 we introduced a bi-monthly SPE Newsletter called “Vestnik” in Russian. We publish SPE technical papers in every issue. Also open discussions during SPE workshops and SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition provide a great opportunity for Russian engineers and scientists to introduce the local technologies and innovations to the global market. As an example, all papers presented at SPE Russian conferences in 2006 and 2008 are available in the SPE e-library.

5. SPE выступает в роли платформы для обмена технической информацией. Какие технологии или проблемы сейчас наиболее активно обсуждаются в SPE?

7. How do you think the current economic climate will impact on new technology development and implementation?

SPE обеспечивает возможность обмениваться информацией о новых методиках и технологических достижениях во всех сферах технического развития. В настоящее время предметом широкого обсуждения во всем мире являются такие темы как глубоководные разработки, тяжелая нефть, улавливание и секвестрация CO2, повышение газоотдачи пластов, нетрадиционные залежи углеводородов. Проблема цифрового моделирования месторождений также представляет большой интерес на фоне увеличения количества автоматических «интеллектуальных» приборов, встраиваемых в оборудование и бурильный инструмент, и повышения информационно-технологической оснащенности промыслового персонала.

The SPE’s President, Leo Roodhart, recently wrote in SPE’s Journal of Petroleum Technology that “this is the time we should focus on preparing for the next upturn by retaining capacity and developing or improving the relevant technology.” In an economic downturn, companies will focus more on technology that helps maximize production of known reserves, especially early production, and that helps to lower costs and improve production efficiency. Companies also will invest for the longer term in technology that helps to discover new reserves, like seismic imaging and in the technology needed to produce unconventional resources.

» Оценка запасов нефти: обмен мнениями (сентябрь) » Пластовые воды (ноябрь) » Электропогружные насосы (октябрь)

6. С учетом заданных мною вопросов, каким Вам представляется процесс интеграции между российскими и западными технологиями? На мой взгляд, все мероприятия, которые мы проводим в России, способствуют распространению передовых западных технологий на российском рынке. В октябре 2008 года мы начали выпуск журнала «Вестник SPE», который выходит раз в два месяца на русском языке. В каждом номере мы публикуем технические документы SPE. Кроме того, открытые обсуждения в ходе семинаров SPE, а также Российской нефтегазовой технической конференции и выставки SPE позволяют российским инженерам и ученым представить отечественные технологические разработки и инновации вниманию зарубежных специалистов. В частности, все материалы, представленные на Российских конференциях SPE в 2006 и 2008 годах, размещены в электронной библиотеке SPE.

92 ROGTEC

7. Какое влияние, на Ваш взгляд, окажет нынешний экономический климат на развитие и применение новых технологий? Недавно президент SPE Лео Рудхарт написал в журнале Journal of Petroleum Technology, что «настало время сосредоточить усилия на подготовке к очередному экономическому подъему посредством обеспечения сохранности мощностей и совершенствования технологий». В условиях экономического спада компании проявляют больший интерес к разработкам, позволяющим максимально эффективно вести добычу уже разведанных запасов (особенно на ранних стадиях освоения), сокращать затраты и повышать производительность добычи. Кроме того, компании готовы к долгосрочным вложениям в развитие геологоразведочных технологий (таких как построение сейсмических изображений), а также технологий, применимых для разработки нетрадиционных месторождений. crodionova@spe.org www.spe.org www.spe-moscow.org www.rogtecmagazine.com

REGISTRATION NOW OPEN

INTERVIEW

REGISTRATION NOW OPEN

The Geosciences Event for the Arctic Ă&#x17D;Ă¤Ă&#x160;-iÂŤĂ&#x152;iÂ&#x201C;LiĂ&#x20AC;qĂ&#x201C;Ă&#x160;"VĂ&#x152;Â&#x153;LiĂ&#x20AC;Ă&#x160;Ă&#x201C;Ă¤Ă¤Â&#x2122;Ă&#x160;UĂ&#x160; Â&#x153;Ă&#x192;VÂ&#x153;Ă&#x153; Gubkin Russia State University of Oil & Gas

Register now for 3P Arctic: The Polar Petroleum Potential Conference & Exhibition. 3P Arctic is a geological/geophysical conference and exhibition focused on the circum-Arctic basins that are within the Russian, Norwegian, Greenlandic (Danish), Canadian and Alaskan onshore and offshore basins. This worldclass event will bring together geosciences professionals for: s Field trips s Short courses s Exhibits s Oral and poster presentations on topics such as Arctic Petroleum Systems, Plays and Assessments; Arctic Unconventional Resources; North Atlantic Conjugate Margins, and more This informative event will be held at Gubkin Russia State University of Oil & Gas, 30 Septemberâ&#x20AC;&#x201C;2 October in Moscow. Register today!

General Co-Chairs: Â&#x153;Â&#x2026;Â&#x2DC;Ă&#x160;,Â°Ă&#x160; Â&#x153;}}]Ă&#x160; Ă&#x160; Â&#x2DC;iĂ&#x20AC;}Ă&#x17E; Konstantin A. Klshchev, VNIGNI

3P Arctic â&#x20AC;&#x201C; Ń?Ń&#x201A;Đž ĐşĐžĐ˝Ń&#x201E;ĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ˝Ń&#x2020;Đ¸Ń?, ĐłĐťĐ°Đ˛Đ˝ĐžĐš Ń&#x201A;ĐľĐźĐžĐš ĐşĐžŃ&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;ĐžĐš Ń?Đ˛ĐťŃ?Ń&#x17D;Ń&#x201A;Ń Ń? ĐłĐľĐžĐťĐžĐłĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đľ Đ¸ ĐłĐľĐžŃ&#x201E;Đ¸ĐˇĐ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đľ Đ¸Ń Ń ĐťĐľĐ´ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Ń? ĐąĐ°Ń Ń ĐľĐšĐ˝ĐžĐ˛ Đ?Ń&#x20AC;ĐşŃ&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐžĐłĐž ĐşŃ&#x20AC;Ń&#x192;ĐłĐ°, Đ˝Đ°Ń&#x2026;ĐžĐ´Ń?Ń&#x2030;Đ¸Ń&#x2026;Ń Ń? Đ˛ ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´ĐľĐťĐ°Ń&#x2026; ĐşĐžĐ˝Ń&#x201A;Đ¸Đ˝ĐľĐ˝Ń&#x201A;Đ°ĐťŃ&#x152;Đ˝Ń&#x2039;Ń&#x2026; Đ¸ ĐźĐžŃ&#x20AC;Ń ĐşĐ¸Ń&#x2026; ĐąĐ°Ń Ń ĐľĐšĐ˝ĐžĐ˛ Đ ĐžŃ Ń Đ¸Đ¸, Đ?ĐžŃ&#x20AC;Đ˛ĐľĐłĐ¸Đ¸, Đ&#x201C;Ń&#x20AC;ĐľĐ˝ĐťĐ°Đ˝Đ´Đ¸Đ¸ (Ń&#x201A;ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x20AC;Đ¸Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ¸Ń? Đ&#x201D;Đ°Đ˝Đ¸Đ¸), Đ&#x161;Đ°Đ˝Đ°Đ´Ń&#x2039; Đ¸ Đ?ĐťŃ?Ń ĐşĐ¸. Đ?Đ° Ń?Ń&#x201A;ĐžĐź ĐźĐľŃ&#x20AC;ĐžĐżŃ&#x20AC;Đ¸Ń?Ń&#x201A;Đ¸Đ¸ ĐźĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛ĐžĐłĐž Ń&#x192;Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ˝Ń? Ń ĐžĐąĐľŃ&#x20AC;Ń&#x192;Ń&#x201A;Ń Ń? Ń ĐżĐľŃ&#x2020;Đ¸Đ°ĐťĐ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x2039; Đ˛ ĐžĐąĐťĐ°Ń Ń&#x201A;Đ¸ Đ˝Đ°Ń&#x192;Đş Đž Đ&#x2014;ĐľĐźĐťĐľ. Đ&#x;Ń&#x20AC;ĐžĐłŃ&#x20AC;Đ°ĐźĐźĐ° Đ˛ĐşĐťŃ&#x17D;Ń&#x2021;Đ°ĐľŃ&#x201A; Đ˛ Ń ĐľĐąŃ?: â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘ â&#x20AC;˘

Đ&#x;ĐžĐťĐľĐ˛Ń&#x2039;Đľ ĐżĐžĐľĐˇĐ´ĐşĐ¸ Đ&#x161;Ń&#x20AC;Đ°Ń&#x201A;ĐşĐ¸Đľ ĐşŃ&#x192;Ń&#x20AC;Ń Ń&#x2039; Đ&#x2019;Ń&#x2039;Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐşĐ¸ ĐŁŃ Ń&#x201A;Đ˝Ń&#x2039;Đľ Đ¸ Ń Ń&#x201A;ĐľĐ˝Đ´ĐžĐ˛Ń&#x2039;Đľ Đ´ĐžĐşĐťĐ°Đ´Ń&#x2039; ĐżĐž Ń&#x201A;ĐľĐźĐ°Đź: â&#x20AC;&#x153;Đ?ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;ĐľĐłĐ°ĐˇĐžĐ˝ĐžŃ Đ˝Ń&#x2039;Đľ Ń Đ¸Ń Ń&#x201A;ĐľĐźŃ&#x2039; Đ¸ ĐşĐžĐźĐżĐťĐľĐşŃ Ń&#x2039; Đ?Ń&#x20AC;ĐşŃ&#x201A;Đ¸ĐşĐ¸ Đ¸ Đ¸Ń&#x2026; ĐžŃ&#x2020;ĐľĐ˝ĐşĐ°â&#x20AC;?, â&#x20AC;&#x153;Đ?ĐľŃ&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ´Đ¸Ń&#x2020;Đ¸ĐžĐ˝Đ˝Ń&#x2039;Đľ Ń&#x20AC;ĐľŃ Ń&#x192;Ń&#x20AC;Ń Ń&#x2039; Đ?Ń&#x20AC;ĐşŃ&#x201A;Đ¸ĐşĐ¸â&#x20AC;?, â&#x20AC;&#x153;ĐĄŃ&#x192;ĐąĐ°Ń&#x20AC;ĐşŃ&#x201A;Đ¸Ń&#x2021;ĐľŃ ĐşĐ¸Đľ ĐˇĐžĐ˝Ń&#x2039; ĐĄĐľĐ˛ĐľŃ&#x20AC;Đ˝ĐžĐš Đ?Ń&#x201A;ĐťĐ°Đ˝Ń&#x201A;Đ¸ĐşĐ¸â&#x20AC;? Đ¸ Đ´Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐłĐ¸Đľ

ĐŃ&#x201A;Đž Đ˛Đ°ĐśĐ˝ĐžĐľ Đ˛ Đ¸Đ˝Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ°Ń&#x2020;Đ¸ĐžĐ˝Đ˝ĐžĐź ĐżĐťĐ°Đ˝Đľ ĐźĐľŃ&#x20AC;ĐžĐżŃ&#x20AC;Đ¸Ń?Ń&#x201A;Đ¸Đľ Ń ĐžŃ Ń&#x201A;ĐžĐ¸Ń&#x201A;Ń Ń? Ń 30 Ń ĐľĐ˝Ń&#x201A;Ń?ĐąŃ&#x20AC;Ń? ĐżĐž 2 ĐžĐşŃ&#x201A;Ń?ĐąŃ&#x20AC;Ń? Đ˛ Đ ĐžŃ Ń Đ¸ĐšŃ ĐşĐžĐź ĐłĐžŃ Ń&#x192;Đ´Đ°Ń&#x20AC;Ń Ń&#x201A;Đ˛ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐź Ń&#x192;Đ˝Đ¸Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń Đ¸Ń&#x201A;ĐľŃ&#x201A;Đľ Đ˝ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Đ¸ Đ¸ ĐłĐ°ĐˇĐ° Đ¸Đź. Đ&#x2DC;.Đ&#x153;. Đ&#x201C;Ń&#x192;ĐąĐşĐ¸Đ˝Đ° Đ˛ Đ&#x153;ĐžŃ ĐşĐ˛Đľ. Đ&#x2014;Đ°Ń&#x20AC;ĐľĐłĐ¸Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐšŃ&#x201A;ĐľŃ Ń&#x152; Ń ĐľĐłĐžĐ´Đ˝Ń?!

Hosted by RosGeo Organized by AAPG & Allworld Exhibitions

www.3pArctic.com www.rogtecmagazine.com / www.3pArctic.ru

ROGTEC 93

ТРУБОПРОВОД

Р.В. Лугуманов, В.П. Яценко

СВАРКА И МОНТАЖ ТРУБОПРОВОДОВ ЧАСТЬ 2

R.V. Lugumanov, V.P. Yatsenko

PIPELINE WELDING & ASSEMBLY ТЕХНОЛОГИЯ И ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ СВАРОЧНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ целом на проекте при сооружении линейной части нефтепровода было сварено: ручной дуговой сваркой (технологии WPS-01 и -02) 4730 стыков труб диаметром 30” со стенкой толщиной 11,08 и 13,03 мм со средним суточным темпом 0,9 - 1,2 км; автоматической сваркой оборудованием CRC AW (технология WPS-13) 4194 стыка из труб диаметром 30” со стенкой толщиной 11,08 мм со средним суточным темпом 1,5 - 1,9 км.

В процессе линейной потолочной сварки по технологии WPS-01 стык труб собирался на внутреннем самоходном пневматическом центраторе с зазором 1,6 – 2 мм. Для фиксации зазора в процессе сборки и сварки стыка использовались клинья. Корневой слой шва выполнялся двумя электросварщиками в течение приблизительно 9 мин. Сварка велась на прямой полярности, что увеличивало проплавление кромок труб и скорость. Электрод перемещался в разделке сверху вниз, опиранием втулочки из покрытия на кромки стыка с образованием под дугой в сварочной ванне «замочной скважины». В вертикальной части стыка, когда расплавленный металл и шлак начинают затекать под дугу, увеличивается сила сварочного тока и скорость сварки. В потолочной части стыка сила тока уменьшается для снижения массы сварочной ванны и улучшения формирования обратного валика. В процессе сварки электросварщик также контролировал смещение кромок и изменение зазора в стыке. При смещении кромок дуга направляется на дальнюю кромку с наклоном

9 ROGTEC

PART 2

PROCEDURE AND ORGANIZATION OF WELDING AND ASSEMBLY WORK he number of welds made during construction of the line part of the oil pipeline was as follows: by manual arc welding (WPS-01 and -02 procedures) 4,730 joints of 30” pipes with wall thicknesses of 11.08 and 13.03 mm at an average daily rate of 0.9 to 1.2 km; by CRC AW automatic welding (WPS-13 procedure) 4,194 joints of 30” pipes with a wall thickness of 11.08mm at an average daily rate of 1.5 to 1.9 km.

During seam overhead welding according to procedure WPS-01, the pipe joint was assembled on an internal self-propelled pneumatic lineup clamp with a clearance of 1.6-2 mm. Wedges were used to maintain the clearance during the joint assembly and welding process. The root layer of the joint was applied by two welders in approximately 9 minutes. Welding was done on straight polarity, which increased penetration of the pipe edges and welding speed. Electrode travel in the groove was downhill, resting the sleeve of the coating on the joint edges and forming a keyhole under the arc in the molten pool. In the vertical part of the joint, when the molten metal and slag begin to flow under the arc, the welding current and travel speed were increased. In the overhead part of the joint, the welding current was reduced in order to reduce the weight of the molten pool and improve the formation of a reverse bead. During the welding process, the welder also kept an eye out for any shift in the edges or change in the joint opening. If the edges shifted, the arc was directed at the farther edge and the electrode tilted toward the joint plane. At the same time, the welder watched out for any www.rogtecmagazine.com

PIPELINING электрода к плоскости стыка. Одновременно контролируется оплавление ближней кромки, чтобы исключить ее непровар в корне шва. Участки «старт – финиш» после каждого электрода запиливались шлифовальной машинкой с абразивным кругом. Индийские электросварщики, как более опытные, в большинстве случаев их не запиливают и после замены электрода продолжают сварку. После сварки слесари по всему периметру стыка сошлифовывали усиление шва, при этом раскрывались шлаковые карманы. Выполнение второго слоя шва - «горячего прохода» является наиболее сложной операцией при сварке электродами с целлюлозным покрытием. Российские электросварщики часто при выполнении «горячего прохода» используют неправильный способ – сварку опиранием, без манипуляций торцом электрода. При этом требуется очень тщательная вышлифовка корневого слоя шва, что приводит к его «утончению» и, как следствие, к вероятности прожога корневого слоя и увеличению регламентируемой паузы между выполнением корневого слоя и «горячего прохода» более 5 мин. Это приводит к снижению диффузии атомарного водорода из шва и опасности возникновения трещин. Правильное выполнение «горячего прохода» производится «хлыстообразными»

Монтаж и сварка разрезных тройников при «горячих врезках» Assembly and welding of split tees for in-service hot taps burnoff of the closer edge in order to prevent a lack of root penetration. The start-to-finish segments after each electrode were notched with a grinder and abrasive disk. The Indian welders, who were the most experienced, mostly did no notching, and after replacing the electrode continued welding. After the welding, mechanics flushed the joint perimeter, opening up the slag pockets.

ТРУБОПРОВОД перемещениями торца электрода, при этом шлак «выметается» из карманов. Кроме того, следует установить более крутопадающую вольт-амперную характеристику сварочного источника питания тока при максимальной силе сварочного тока (в соответствии с WPS-01). Заполняющие слои шва выполнялись электродами марки Фокс БВД 85 диаметром 4,0 мм сверху вниз. В процессе сварки длина дуги должна быть минимальной по причине повышенной склонности к образованию пор, в том числе «стартовых» и «финишных». Траектория движения торца электрода – поперечные зигзагообразные колебания без увеличения длины дуги в местах изменения направления у кромки стыка. Последним заполняющим слоем (корректирующим) дозаполняют разделку на вертикальных участках стыка (10 - 8 и 2 - 4 ч. периметра) «заподлицо» с кромками трубы. На остальных участках периметра стыка перед облицовочным слоем разделка должна быть недозаполнена примерно на 0,5 - 1,0 мм до кромок труб. Облицовочный слой шва выполняется при силе тока на 20 - 30 А ниже, чем при выполнении заполняющих проходов. Амплитуда поперечных колебаний электрода не должна превышать двух его диаметров. Ширина слоя должна быть на 3 - 4 мм больше ширины разделки после выполнения заполняющих слоев. Для того чтобы избежать подрезов по кромкам в потолочном положении, поперечные колебания торца электрода желательно выполнять не зигзагообразными, а U-образными. При такой технике сварки длину дуги необходимо поддерживать минимальной, чтобы избежать образования пор в потолочном положении из-за недостаточной защиты дуги. Для стыков труб со стенкой толщин более 15 мм облицовочный слой шва целесообразно выполнять двумя параллельными валиками. Фактический темп линейной потолочной сварки по технологии WPS - 01 составлял 15 - 20 мин. на стык. В потолочной бригаде было задействовано 10 электросварщиков, которые выполняли сварку в пяти сварочных палатках одновременно: I палатка - корневой слой шва, среднее время сварки 9 мин.; II палатка - «горячий проход», среднее время сварки 4 мин.; III палатка - заполняющий слой, среднее время сварки 12 мин.; IV палатка - заполняющий слой, среднее время сварки 11 мин.; V палатка - облицовочный слой, среднее время сварки 13 мин.

96 ROGTEC

Applying the second layer - the hot pass - is the most complex operation in welding with cellulosic electrodes. When applying the hot pass, Russian welders frequently use the wrong method - holding the electrode down without manipulating the end. Doing this requires that the root layer be thoroughly ground, which makes it thinner and thus results in the likelihood of burn-through of the root bead and an increase in the specified interval between the root pass and the hot pass of more than 5 minutes. This leads to reduced diffusion of atomic hydrogen out of the seam and the danger of cracks appearing. The correct way to do the hot pass is by a whipping motion of the electrode tip so that slag is swept out of the pockets. In addition, the welding current source should be set for a steeper volt-ampere curve while keeping the welding current at maximum (in accordance with WPS-01). The fill layers of the weld were deposited using 4.0mm diameter Fox BVD 85 electrodes from Boehler Welding for vertical down welding. During the welding process, the arc length should be as short as possible due to the increased tendency to form pores, including start and stop pores. The electrode tip is weaved from side to side in a zig-zag motion without increasing the arc length where the direction changes at the edge of the joint. The missing fill in the groove on the vertical sections of the joint (10-8 and 2-4 hrs of the perimeter) is completed with a final (correcting) fill layer so that it is flush with the pipe edges. On the remaining sections of the joint perimeter just before the face layer is applied, the groove should be unfilled for approximately 0.5-1.0 mm to the pipe edges. The face layer of the seam is deposited with the welding current set at 20-30 amp less than that used for the fill passes. The width of lateral oscillation of the electrode should not be more than twice its diameter. The width of the layer should be 3-4 mm greater than the width of the groove after the fill layers have been deposited. To avoid undercuts along the edges in the overhead position, the lateral oscillations of the electrode tip should preferably be U-shaped instead of zig-zag. With this welding technique the arc length must be kept as short as possible to avoid pores forming in the overhead position due to insufficient arc protection. For joining pipes with wall thicknesses greater than 15mm, it is advisable to apply the face layer in two parallel beads. The actual rate of seam overhead welding using the WPS-01 procedure was 15-20 minutes per joint. The overhead team consisted of 10 welders working simultaneously in 5 welding tents: Tent 1 - root pass, average welding time 9 min; Tent 2 - hot pass, average welding time 4 min; Tent 3 - fill pass, average welding time 12 min; www.rogtecmagazine.com

PIPELINING В качестве источников питания использовались двухпостовые и четырехпостовые самоходные сварочные агрегаты фирм Arcotrac и Libherr, укомплектованные сварочными выпрямителями DC400 производства компании «Линкольн Электрик». При автоматической сварке оборудованием CRC AW (технология WPS-13) было задействовано 11 операторов (сварщиков-автоматчиков): один оператор внутренних сварочных головок и 10 операторов наружных сварочных головок. Они выполняли сварку в пяти палатках: I палатка - горячий проход; II палатка - 1-й заполняющий слой шва; III палатка - 2-й заполняющий слой шва; IV палатка - облицовочный слой шва; V палатка - облицовочный слой шва. В соответствии с требованиями технологии торцы труб перед сваркой обрабатывались торцевальными станками с гидроприводом для получения специальной узкой двухсторонней разделки. Такая операция выполнялась звеном, которое было укомплектовано двумя торцевальными станками с гидростанциями, находящимися на трубоукладчиках. Установку направляющих поясов для передвижения сварочных головок по стыкам труб производило

Tent 4 - fill pass, average welding time 11 min; Tent 5 - face pass, average welding time 13 min. The supply sources used were 2-station and 4-station Arcotrac and Liebherr welding tractors fitted with Lincoln DC-400 welding rectifiers. For the CRC AW automatic welding (WPS-13 procedure) there were 11 welding operators: one for the internal welding heads and 10 for the external welding heads. They worked in five tents: Tent 1 - hot pass; Tent 2 - 1st fill pass; Tent 3 - 2nd fill pass; Tent 4 - face pass; Tent 5 - face pass. In line with the procedure requirements, before being welded the pipe ends were cut with hydraulically-driven circular cross-saws to obtain a special, narrow-gap twosided bevel. This operation was done by a team using two circular cross-saws with hydraulic stations on the pipelayers. The guide belts for moving the welding heads along the pipe joints were mounted by the following team. The head team of the welding column assembled the pipe joints (with no clearance) on an internal pneumatic

Полный спектр услуг по внутритрубной диагностике

» очистка трубопроводов » магнитная дефектоскопия » профилеметрия » ультразвук дефектоскопия » картирование трубопроводов Решение для каждого трубопровода

www.linscaninspection.com

ТРУБОПРОВОД следующее звено. Головное звено сварочной колонны выполняло сборку стыков труб (без зазора) на внутреннем пневматическом самоходном центраторе, совмещенном со сварочной машиной, которая осуществляла сварку корневого слоя шва изнутри трубы шестью сварочными головками. Остальные звенья вели сварку наружных слоев шва в перечисленных выше палатках наружными сварочными головками проволокой сплошного сечения диаметром 0,9 мм. Сварка корневого и облицовочного слоев шва выполнялась в среде смеси защитных газов аргон + углекислый газ (75% + 25%), а «горячего прохода» и заполняющих слоев шва в углекислом газе (100%). Сварка всех слоев шва выполнялась сверху вниз («на спуск»). Комплекс был укомплектован одним четырехпостовым (Libherr) и пятью двухпостовыми (Arcotrac) самоходными сварочными агрегатами с гидравлическими стрелами-манипуляторами, на которых подвешены сварочные палатки. Сварка захлестов, стыков переходов и узлов линейных задвижек выполнялась с использованием наружных центраторов по технологиям WPS02 и WPS-23. Сборка стыков производилась с помощью жестких наружных центраторов, изготовленных фирмой CRC Evans, и звеньевых центраторов от российских производителей. Как показала практика, центраторы CRC Evans лучше ликвидируют превышение кромок труб в стыке, так как в их конструкции используется гидравлический домкрат. К недостаткам этих центраторов необходимо отнести значительный вес, сложность выполнения 50% периметра корневого прохода до снятия центратора и значительную стоимость по сравнению с наружными центраторами российской конструкции. Стыки труб собирались с зазором 2,5 - 3 мм. Для выполнения корневого слоя шва применялись электроды диаметром 3,2 мм. Направление сварки снизу вверх - «на подъем». Полярность – прямая при сварке электродами с целлюлозным покрытием и обратная при сварке электродами с основным покрытием. На наружном центраторе сваривается одновременно двумя электросварщиками около 50% периметра корневого слоя шва, после чего наружный центратор удаляется и завершается сварка остальных 50% с обязательными запилами участков «старт-финиш». Одним из важных условий при сварке таких стыков является сохранение температуры предварительного подогрева. Использование традиционной в трубопроводном строительстве

98 ROGTEC

self-propelled lineup clamp combined with a welding machine that welded the root layer of the joint from inside the pipe using six welding heads. The remaining teams welded the outside layers inside the tents listed above using external welding heads and solid-section 0.9 mm diameter wire. The root and face layers were applied in a shield gas mixture of argon + carbon dioxide (75% + 25%), and the hot pass and fill layers in carbon dioxide (100%). All the layers were welded downhill. The system comprised one 4-station (Liebherr) and five 2-station (Arcotrac - Vietz) welding tractors with hydraulic boom manipulators from which the welding tents were suspended. Welding of lap joints, taper joints and line valve assemblies was done according to procedures WPS02 and WPS-03 using external lineup clamps. The joints were assembled using rigid external lineup clamps manufactured by CRC Evans and break-over lineup clamps produced by Russian manufacturers. Experience showed that the CRC Evans clamps were better at eliminating the height difference of the pipe edges in the joint since they use a hydraulic jack. The drawbacks of these clamps are their considerable weight, the difficulty of depositing the root layer around 50% of the perimeter before the clamp is removed, and their high cost compared with Russian-made external lineup clamps. The pipe joints were assembled with a clearance of 2.5-3 mm. For applying the root layer, 3.2 mm diameter electrodes were used. The welding direction was from bottom to top - uphill. Polarity was straight for welding with cellulosic electrodes and reverse when using basiccoating electrodes. Two welders working at the same time apply about 50% of the root layer perimeter on the external lineup clamp, after which the clamp is removed and welding of the remaining 50% is completed, making sure to notch the start-finish sections. One of the important factors in welding these kinds of joints is to maintain the preheat temperature. The method traditionally used in pipeline construction whereby the joint is preheated until the external lineup clamp is fitted leads to a drop in the preheat temperature at the start of welding the root layer (to below 80-100°C) and consequently to the likelihood of cracks appearing. To eliminate this drawback, the diameter of the collar burners was increased so that preheating could be done after assembly with the external lineup clamp in place on the pipe joint. The fill and face layers were welded downhill with basiccoating electrodes according to the WPS-01 procedure or uphill according to the traditional WPS-23 procedure. Lap joints were removed by teams consisting of two pipelayer operators, a welding tractor operator, two welders, a gas cutter, foreman, and a rigger. www.rogtecmagazine.com

www.caspianoilgas.co.uk

ТРУБОПРОВОД схемы подогрева стыка до установки наружного центратора приводит к снижению температуры подогрева в период начала сварки корневого слоя шва (ниже 80 - 100°С) и, как следствие, к вероятности возникновения трещин. Для ликвидации этого недостатка был увеличен диаметр наружных кольцевых горелок, что дало возможность производить предварительный подогрев после сборки при наличии наружного центратора на стыке труб. Сварка заполняющих и облицовочного слоев шва выполнялась электродами с основным покрытием сверху вниз по технологии WPS-01 или снизу вверх по традиционной технологии WPS-23. Захлесты ликвидировались бригадами, состоящими из двух машинистов трубоукладчика, машиниста сварочной установки, двух электросварщиков, газорезчика, бригадира и такелажника. Для защиты мест сварки использовались облегченные палатки веерной конструкции, разработанные российскими специалистами по опыту реализации предыдущих проектов. Монтаж узлов гашения колебания давления на действующем нефтепроводе SHBAB-1 осуществляли без прекращения перекачки нефти посредством «горячих врезок» - привариванием к нефтепроводу разрезных тройников и последующей врезки с помощью оборудования компании TD Williamson станций предохранительных клапанов. Сварку разрезных тройников при «горячих врезках» выполняли по технологиям WPS -10, -11 и -12. Элементы разрезного тройника устанавливались на действующий нефтепровод в месте врезки и фиксировались на трубе с помощью двух наружных звеньевых центраторов. Вначале сваривали два горизонтальных шва, соединяющих два элемента тройника в единую конструкцию. Сварку осуществляли валиками обратноступенчатым способом. Снимать наружные центраторы разрешалось после сварки 25% сечения двух горизонтальных швов. После завершения сварки горизонтальных швов сваривали кольцевые угловые швы, соединяющие тройник с трубами нефтепровода. Сварку выполняли снизу вверх отдельными валиками обратноступенчатым способом два сварщика одновременно. Аналогично приваривали якорные фланцы. Устранение дефектов производилось по технологиям WPS-03 и -28 ремонтными звеньями, состоящими из опытного электросварщика и машиниста сварочного агрегата. По спецификациям заказчика повторный ремонт допускался один раз. Ремонт выполнялся как снаружи, так и изнутри трубопровода. Разметка дефектов производилась

100 ROGTEC

Lightweight fan-type tents developed by Russian specialists from their experience of earlier projects were used to protect weld areas. Installation of surge relief stations on the existing SHBAB-1 oil pipeline was carried out without halting the oil flow by means of hot taps - welding split tees to the oil pipeline and then tying in safety valve stations using TD Williamson equipment. Welding of split tees for hot taps was done using the WPS -10, -11 and -12 procedures. The members of the split tee were mounted onto the operating pipeline at the tie-in point and held in place on the pipe by two breakover external lineup clamps. First, two horizontal seams were welded to join the two members of the tee into a single structure. Welding was done with beads using the step-back method. The clamps were allowed to be removed after 25% of the cross-section of the horizontal seams had been welded. After the horizontal seams were welded, circular fillet welds were made to join the tee to the pipeline. Welding was done from the bottom up with separate beads using the step-back method by two welders at the same time. The anchor flanges were welded in the same way. Defects were removed using the WPS-03 and -28 procedures by repair teams consisting of an experienced welder and a welding tractor operator. According to client specifications, a repeat repair was permitted one time. Repairs were made both outside and inside the pipeline. The defects were marked out by the repair team using a measuring band (similar to the bands used by defect detector operators). The defects were ground with abrasive disks. For repairing a root layer from the outside, abrasive disks 2.2 mm thick were used for a section that was to be cut through, and for all other cases the thickness was 4 and 6mm. Grinding of the defects was generally done by the welding tractor operator, but if a through cut was required, it was done by the repair welder with a hacksaw to obtain an even opening of 2.5 - 3mm. To reduce the likelihood of cracks appearing during repair of the root layer of lap joints, the following sequence of process operations was used in the project: » preheat the joint to be repaired using a propane collar burner to 120 - 150 °С; » remove the defective section; » reheat the joint again, immediately before welding, to 120 - 150 °С; » weld the defective section while strictly maintaining the interpass temperature; » when welding is done, put a thermal wrap around the joint to reduce the cooling rate. www.rogtecmagazine.com

PIPELINING звеном по ремонту с использованием мерного пояса (аналогичного поясам дефектоскопистов). Дефекты вышлифовывались с помощью абразивных кругов. Для ремонта корневого слоя шва снаружи, на участке сквозного пропила, использовались абразивные круги толщиной 2,2 мм, в остальных случаях их толщина составляла 4 и 6 мм. Вышлифовку дефектов выполнял, как правило, машинист сварочного агрегата, а в случае необходимости сквозного пропила эту операцию производил электросварщик-ремонтник ножовкой для получения равномерного зазора 2,5 - 3 мм. В целях снижения вероятности возникновения трещин при ремонте корневого слоя шва захлестных стыков на проекте использовалась следующая технологическая последовательность операций: » предварительный подогрев ремонтируемого стыка кольцевой пропановой горелкой до температуры 120 - 150 °С; » удаление дефектного участка; » повторный, непосредственно перед сваркой, подогрев стыка до температуры 120 – 150 °С; » сварка дефектного участка при строгом поддержании межслойной температуры; » одевание термопояса по завершении сварки для снижения скорости остывания стыка. В целом при ремонте корневого слоя шва стыков захлестов в изложенной последовательности трещин не было. Значительный практический интерес представляет разработанный в соответствии с системой менеджмента качества и применяемый на проекте порядок контроля сварочного процесса.

When the root layer of lap joints was repaired in the above sequence, there were ultimately no cracks. Of great practical interest here was the welding process monitoring procedure that was developed in line with the quality management system and used in the project. At the preparatory stage it is verified that: the relevant (approved) welding procedure is available; » the pipes meet project requirements and the specifications, and that they are free of unacceptable defects; » welders and welding operators have the appropriate (unexpired) certification; » welders are properly equipped (coveralls, boots, leggings, mask, electrode holder, electrode case); the equipment and tools are available and in working condition (correct lineup clamp, clearance wedges, electric grinders, return lead clamp, welding protection tents, welding cable, welding current remote control, grounding at end of welded pipeline string, pipe rollers); » the beveling of the pipe ends matches, including geometry; » the joint is correctly assembled, including fulfillment of requirements regarding the offset of factory-welded seams and their location; » the equipment for preheating the pipe ends is in good working order; » welding materials are prepared (baked) and that they have certificates; » the welding machines are in good working order. During the welding process the following are monitored: size of the root opening and the amount that it changes during the root pass; » use of no less than two welders simultaneously for welding pipes more than 12” in diameter;

Лаборатория калибровки расходомеров Выпускаемая компанией SPSE система калибровки расходомеров предназначена для калибровки любых типов расходомеров на основе измерения расхода жидких углеводородов в диапазоне от 150 до 4000 м¾. Для этого компания SPSE использует различные виды жидких углеводородов с вязкостью от 0,5 до 130 мм2/с в стандартном варианте. Могут рассматриваться и другие возможности (повышение вязкости до 500 мм2/с по согласованию). Стандартные диаметры от 6 до 24 дюймов (номинальные диаметры в метрических единицах от DN 150 до DN 600). Пруверный контур объемом 15 м 3 используется для калибровки при расходе до 3000 м¾. Контрольные расходомеры применяются для калибровки при расходе до 4000 м¾. Аккредитация Комитетом Франции по вопросам аккредитации (COFRAC) гарантирует соответствие результатов государственным стандартам и учет факторов неопределенности лабораторных измерений. Комитет Франции по вопросам аккредитации заключил многосторонние соглашения с метрологическими ведомствами разных стран мира.

Мартин Матье Тел.: 33-(0)442 477 875 Факс: 33-(0)442 050 775 Эл. почта: martine.mathieu@spse.fr

Мишель Фье Тел.: 33-(0)442 477 829 Факс: 33-(0)442 050 775 Эл. почта: michel.fieu@spse.fr

ТРУБОПРОВОД Так, на подготовительном этапе проводится проверка: » наличия соответствующей (утвержденной) сварочной процедуры; » соответствия труб требованиям проекта и техническим условиям, отсутствия недопустимых дефектов на трубах; » наличия у электросварщиков и операторов соответствующей (не просроченной) аттестации; » соответствия экипировки электросварщиков (костюм, обувь, краги, маска, электрододержатель, пенал для электродов); » наличия и работоспособности оборудования и средств малой механизации (соответствующего центратора, клиньев для установки зазора, электрошлифмашинок, крепления обратного провода (массы), палаток-укрытий, сварочного кабеля, дистанционного регулятора силы сварочного тока, заземления на конце свариваемой нитки трубопровода, лежек под трубу); » соответствия разделки торцов труб, включая геометрию; » правильности сборки стыка, включая выполнение требований по смещению заводских швов и их расположению; » исправности и работоспособности оборудования для предварительного подогрева торцов труб; подготовки (прокалки) сварочных материалов, наличия сертификатов; » работоспособности и исправности сварочных агрегатов. В процессе сварки контролируются: » величина зазора и его изменения во время выполнения сварки корневого прохода; » использование одновременно не менее двух электросварщиков при сварке труб диаметров более 12”; » снятие (освобождение) центратора; » интервал между завершением сварки корневого слоя и началом сварки «горячего прохода» при использовании внутреннего центратора; » сила сварочного тока; » качество зачистки каждого прохода; » режимы сварки на соответствие регламентированным процедурой; » отсутствие зажигания дуги на теле труб; » соблюдение предписанного числа проходов; » выполнение требований по межслойной температуре; использование термопоясов. По завершении сварки проверяются геометрические параметры сварного шва, отсутствие видимых недопустимых дефектов. Контролируются размеры

102 ROGTEC

removal (release) of the lineup clamp; » interval between completion of the root layer and start of the hot pass when using an internal lineup clamp; the welding current; » quality of cleaning of each pass; » that welding is performed in line with the specified procedure; » absence of arc striking on the body of the pipes; » completion of the prescribed number of passes; » interpass temperature meets requirements; use of thermal wraps. When the welding is completed it is checked for seam geometry and absence of visible unacceptable defects. The edge misalignment is measured and the weld is inspected to make sure that it has been cleaned of slag and molten metal spatter, and that it has been appropriately marked. The final operations at the end of the work shift are to cap off open sections of the pipeline, complete welding of the face layer on all the welded joints, verify the number of remaining electrodes, and clear away any foreign objects from the production area. WELDING QUALITY CONTROL AND BASIC DEFECTS IN WELDED JOINTS Welding quality control was subcontracted to Vetco, a local company that used gamma defect detectors and X-ray machines, including self-propelled pipeline crawlers for internal pipe inspection. The fillet and horizontal welds on the split tees were inspected using powder magnetography and dye penetrant examination. The average percentage of seam overhead joints inspected was 10% of the total number welded, but the overhead joints welded by the CRC AW automatic welding machine were 100% inspected using a Pipewizard automatic ultrasound computer system made in Canada. The inspections were performed by Stroytransgaz engineers. In pipeline construction practice outside Russia, welding quality is generally assessed based on the percentage of unacceptable defects out of the total number of joints: » » » »

up to 5% is excellent quality; up to 7% is good quality; up to 9% is satisfactory; more than 10% is unsatisfactory.

At the facility that was built, repairs were made to 155 joints that had been welded on the CRC AW automatic welder, and to 410 manually welded joints. The total percentage of repair was 6.33%, including 8.6% for manual welding and 3.7% for automatic. Applying the international assessment criteria it can be stated that www.rogtecmagazine.com

Dynapad Машина для засыпки траншей просеянным грунтом

Dynapad это больше, чем просто машина для засыпки траншей Машина Dynapad обеспечивает высокое качество просеивания грунта, способствующее повышению производительности. Она эффективно работает там, где невозможно применение машин с одноступенчатым просеиванием грунта. Машина Dynapad обеспечивает послойную укладку в траншею просеянного материала всех четырех степеней крупности, исключая контакт между скальным грунтом и поверхностью трубы.

Позволяет сократить затраты и сроки строительства. Трубопроводные компании могут быть уверены, что их трубы надежно защищены.

Кроме того, компания KNI разработала эффективные и экономичные технологии прокладки трубопроводов и засыпки траншей, запатентованные в России. Компания KNI готова рассмотреть предложения об открытии представительства или совместного предприятия в России. Более подробную информацию вы можете получить непосредственно в нашей компании.

KNI dynapad GmbH Hubertus Strasse 25 D-80639 Munich, Germany Тел.: +49 (0) 89 1711 9422

info@knidynapad.com www.knidynapad.com

ТРУБОПРОВОД Table 1 Typical manual arc welding defects and methods of remedying them Typical defects

Seam layers

Cause

Remedy

All layers

Arc too long, incorrect arc striking and breaking

Reduce arc length, strike and break arc without pulling the electrode tip abruptly away from the workpiece. Prevent arc re-striking by electrode stub end

Root & hot pass

Incorrect electrode manipulation. Breakdown of cellulose coating (cellulosic electrodes only)

Avoid arc extinction, notch the start and end points correctly. Reduce the welding current. Length of the electrode stub end should be > 50 mm for cellulosic electrodes

Hot pass & fill layers

Layer too thick (including the hot pass) which prevents degassing of the metal (wormholes)

Apply specified number of layers but reduce their thickness. Use the hot pass welding technique (sweeping out the slag by whipping movements)

Pores

Abrupt and random manipulation of the electrode tip. Face

Wet electrode coating and pipe edges. Arc too long (for basic-coating electrodes)

Amplitude no more than twice the electrode diameter for basic-coating electrodes and three times the diameter for cellulosic electrodes. Bake the electrodes and dry the pipe ends with a torch. Arc length should be no more than half the electrode diameter

Reverse bead

Opening too small

Opening should be > 1,5 mm

Hot pass

Slag pockets not opened up sufficiently. Slag has not been melted out of the pockets

Completely flush the center of the bead (open slag pockets). Use the hot pass welding technique (sweeping out the slag by whipping movements)

Fill layers

Seam layers are poorly cleaned. Welding current is too low. Improper welding technique

Carefully clean off slag with a wire brush. Increase the welding current. Use the arc to “blow” the slag off the surface of the molten pool

Under-penetration

Root

Opening too small and welding current too low. Edge bevel is dirty

Increase the opening and adjust the welding current. Clean the edges to be welded to a metallic shine

Undercut

Root & face

Improper electrode manipulation. Welding current too high

Maintain even travel of the electrode without increasing arc length at the pipe edges. Reduce the welding current

Cracks

Root

Unacceptable mechanical loads on root layer. Root layer is not thick enough. Interpass temperature requirements not adhered to

Remove mechanical impacts during welding, observe assembly procedure, do not adjust the opening during the process of welding the root layer. Reduce thickness of the ground-off layer. Preheat to set temperature, maintain prescribed temperatures during welding process, including the hot pass

Hollow bead

Root

Opening is too small, improper welding technique

Ensure that opening and welding procedure are as prescribed. Reverse polarity

Slag

104 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PIPELINING смещения кромок, очистка сварного соединения от шлака и брызг расплавленного металла, выполнение соответствующей маркировки. Завершающими операциями в конце рабочей смены являются: установка заглушек на открытые участки трубопровода, завершение сварки облицовочного слоя шва на всех сваренных стыках, контроль числа оставшихся электродов и уборка зоны производства от посторонних предметов. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРКИ И ОСНОВНЫЕ ДЕФЕКТЫ СВАРНЫХ СТЫКОВ Контроль качества сварки выполняла на условиях субподряда местная компания Vetco. Для этого использовались y-дефектоскопы, рентгеновские аппараты, в том числе и внутритрубные самоходные типа «Кроулер». Угловые и горизонтальные швы разрезных тройников контролировались методами порошковой магнитографии и цветной дефектоскопии. Средний процент контроля потолочных линейных стыков составлял 10% от общего числа сваренных, но потолочные линейные стыки, сваренные установкой автоматической сварки CRC AW, проходили 100%-й контроль

the quality of manual welding operations was good, and automatic welding excellent. These levels were achieved thanks to constant monitoring by the office of the project’s chief welding engineer, analysis of the causes of the weld joint defects, and determination of the methods to remedy them. The results of this work are summed up in Table 1, which shows the typical defects encountered in manual arc welding on the project, their causes, and their remedies.

AUTHORS Rasil Varisovich LUGUMANOV, Chief Welding Engineer of the project’s construction department in the Kingdom of Saudi Arabia Vladimir Petrovich YATSENKO, Acting Deputy Chief of the Construction Technologies Department, Chief Welding Engineer of Stroytransgas, PhD

• Сварочные тракторы • Трубогибочные машины • Зажимы для центровки труб • Вакуумное подъемное оборудование Изготовлено компанией VIETZ – Сделано в Германии

Vietz GmbH • Fraenkische Strasse 30-32 D-30455 Hannover (Germany) Тел.: +49 (0)511 / 949 97-0 Факс: +49 (0)511 / 49 51 16 Электронная почта: info@vietz.de

www.vietz.de

ТРУБОПРОВОД Таблица 1: Дефекты, типичные для ручной дуговой сварки, и способы их устранения Характер-ные дефектытрубы

Поры

Слои шва

Причина

Способ устранения

Все слои

Увеличение длины дуги, неправильное зажигание и обрыв дуги

Уменьшить длину дуги, зажигать и обрывать дугу без резкого отрыва торца электрода от изделия. Исключить повторное зажигание дуги огарком электрода

Корневой и «горячий проход»

Неправильная манипуляция электродом. Произошла деструкция из покрытия целлюлозы (только для электродов с целлюлозным покрытием)

Избегать обрывов дуги, правильно запиливать замки. Уменьшить силу сварочного тока. Длина огарка электрода должна составлять > 50 мм для электродов с целлюлозным покрытием

«Горячий проход» и заполняющие слои

Большая толщина слоя (в том числе «горячего прохода») препятствует дегазации металла (червеобразные поры)

Выдерживать предписанное число слоев, уменьшив их толщину. Соблюдать технику сварки «горячего прохода» («выметание» шлака «хлыстообразными» манипуляциями)

Резкие и хаотичные манипуляции торцом электрода. Облицовочный

Обратный валик

«Горячий проход»

Влажность электродного покрытия и кромок труб.

Амплитуда не более двух диаметров электрода для электродов с основным покрытием и трёх диаметров для электродов с целлюлозным покрытием. Прокалить электроды, просушить горелкой торцы труб.

Длинная дуга (для электродов с основным покрытием)

Длина дуги - не более половины диаметра электрода

Слишком маленький зазор

Зазор должен быть > 1,5 мм

Недостаточное раскрытие шлаковых карманов

Полностью убрать усиление с центра валика («раскрыть шлаковые карманы»). Соблюдать технику сварки горячего прохода («выметание» шлака «хлыстообразными» манипуляциями торца электрода)

Не выплавлен шлак из карманов

Шлак

Заполняющие

Плохая зачистка слоев шва. Малая сила сварочного тока. Неправильная техника сварки

Тщательно вычищать шлак проволочной щеткой. Увеличить силу сварочного тока. «Сдувать» дугой шлак с поверхности сварочной ванны

Непровар

Корневой

Маленький зазор и низкая сила сварочного тока. Разделка кромок загрязнена

Увеличить зазор, отрегулировать силу сварочного тока. Зачистить свариваемые кромки до металлического блеска

Подрез

Корневой и облицовочный

Неправильная манипуляция электродом. Большая сила сварочного тока

Соблюдать равномерную траекторию движений электрода без увеличения длины дуги у кромок труб. Уменьшить силу сварочного тока

Недопустимые механические нагрузки на корневой слой. Трещины

Корневой

Полый валик

Корневой

10 ROGTEC

Недостаточная толщина корневого слоя. Несоблюдение требования по межслойной температуре

Недостаточный зазор, неправильная техника сварки

Устранить механические воздействия при сварке, соблюдать технологию сборки, не регулировать зазор в процессе сварки корневого слоя. Уменьшить толщину сошлифованного слоя. Обеспечивать предварительный подогрев до заданной температуры, выдерживать температурный режим в процессе сварки, в том числе и «горячего прохода»

Обеспечить регламентированные зазор и технику сварки. Изменить полярность на обратную

www.rogtecmagazine.com

PIPELINING ультразвуковой автоматизированной компьютерной установкой «Pipewizard» канадского производства. Контроль выполняли специалисты ОАО «Стройтрансгаз». В зарубежной практике трубопроводного строительства качество сварочных работ принято оценивать по проценту недопустимых дефектов в стыках от общего их объема: » » » »

службой главного сварщика проекта, анализу причин дефектов в сварных стыках и определению способов их устранения. Результаты этой работы обобщены в табл. 1, где приведены типичные дефекты, встречающиеся при ручной дуговой сварке на проекте, определены причины их возникновения и способы устранения.

до 5% - отличное качество; до 7% - хорошее качество; до 9% - удовлетворительное; более 10% - неудовлетворительное качество.

На построенном объекте было всего отремонтировано 155 стыков после автоматической сварки установкой CRC AW и 410 стыков, сваренных ручной сваркой. Общий процент ремонта составлял 6,33%, в том числе для ручной сварки 8,6%, а для автоматической сварки 3,7%. Исходя из международных критериев оценки, для ручной сварки можно констатировать хорошее, а для автоматической - отличное качество сварочных работ.

АВТОРЫ ЛУГУМАНОВ Расиль Варисович, главный сварщик управления строительства проекта в Королевстве Саудовская Аравия ЯЦЕНКО Владимир Петрович, и.о. заместителя начальника Управления строительных технологий – главный сварщик ОАО «Стройтрансгаз», канд. техн. наук

Такие показатели были достигнуты благодаря постоянному мониторингу, осуществляемому

ÀÂÉÊ»ÌÈÉÌÍ× ÌÉÉÍ½ÀÍÌÍ½ÃÀ ÈÉËÇ»Ç ØÅÉÈÉÇÃÚ ÎÌÊÀÐ

£¼ÕÄÎÉ×Á ÆÊÇË¼ÆÄ :FMMPX +BDLFU

➤ ªËÉ¿ÆÀÈÃÀ ÌËÉÅ» ÌÆÎÁ¼Ö ÊËÀ¿ÉÐË»ÈÃÍÀÆ×ÈÉÄ »ËÇ»ÍÎËÖ ➤ ÊËÉÑÀÈÍÈ»Ú Â»ÔÃÍ» ½ÖÊÎÌÅÈÉ¾É Ê»ÍËÎ¼Å» ➤ ¢È»ÒÃÍÀÆ×ÈÉÀ ÌÉÅË»ÔÀÈÃÀ Â»ÍË»Í È»

ÍÀÐÈÃÒÀÌÅÉÀ É¼ÌÆÎÁÃ½»ÈÃÀ

➤ ¬ÉÉÍ½ÀÍÌÍ½ÃÀ ÊËÃËÉ¿ÉÉÐË»ÈÈÖÇ ÍËÀ¼É½»ÈÃÚÇ ➤ ¥ËÀÊÀÁÈÉÀ ÅÉÆ×ÑÉ ÊËÀ¿ÎÊËÀÁ¿»ÙÔÀÀ ÊÉÍÀËÙ

ÅÉÆÊ»Å» ÊÉÌÆÀ ÌË»¼»ÍÖ½»ÈÃÚ »ËÇ»ÍÎËÖ

➤ ®ÌÍ»ÈÉ½Å» ¼ÀÂ ÃÈÌÍËÎÇÀÈÍ» ➤ ÆÚ ÍËÎ¼ È»ËÎÁÈÖÇ ¿Ã»ÇÀÍËÉÇ ÉÍ MM ¿É MM ➤ ÃÂÎ»Æ×È»Ú ÃÈ¿ÃÅ»ÑÃÚ ÌË»¼»ÍÖ½»ÈÃÚ »ËÇ»ÍÎËÖ Ã ÇÀÌÍ»

ÎÍÀÒÅÃ Â»ÇÀÍÈÖÄ ÃÂ¿»ÆÀÅ» ÚËÅÉ ÁÀÆÍÖÄ Ñ½ÀÍ ÅÉÆÊ»Å»

НОВОСТИ

Технология «лукойл» признана одним из лучших изобретений в россии Специалисты компании «LUKOIL» были награждены дипломом Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам (Роспатент) в номинации «100 лучших изобретений России». Данный диплом был присужден за патент Российской Федерации № 2335628 на изобретение технологии для «локального направленного гидравлического разрыва пласта на нефтяных и газовых месторождениях». В состав группы изобретателей входят: Джеван Челоянц, Вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ», руководитель главного технического отдела, Михаил Вятчинин, заместитель руководителя главного отдела по нефтегазодобыче, Владимир Титиевский, руководитель отдела нефтедобычи, Юрий Иконников, руководитель секции нефтедобычи, и Роберт Рамазанов, руководитель секции обслуживания нефтедобычи. Данная технология ориентирована на повышение добычи нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений и, в особенности, зрелых месторождений, характеризующихся большой обводнённостью продукции скважины и случаями потери циркуляции и слепыми зонами, в отношении которых невозможно применение обычных способов добычи. Хорошие новости для «TNK-BP» по перспективам месторождения «Каменное» Компания «TNK-BP» заявляет, что ее месторождение «Каменное» - одно из старейших в западной Сибири, разработка которого всего лишь десяток лет назад, по широко распространенному мнению,

108 ROGTEC

Lukoil technique recognized as one of Russia’s best inventions LUKOIL specialists were awarded a diploma by the Federal Service for Intellectual Property, Patents and Trademarks (Rospatent) in the nomination “Russia’s 100 Best Inventions”. The diploma was awarded for RF patent No. 2335628 on invention of the technique for “local directional hydraulic reservoir fracturing at oil or gas fields”. The team of inventors includes: Dzhevan Cheloyants, OAO LUKOIL Vice President, Head of the Main Technical Division, Mikhail Vyatchinin, Deputy Head of the Main Division of Oil and Gas Production, Vladimir Titievsky, Head of the Division of Oil Production, Yuri Ikonnikov, Head of the Oil Production Section, and Robert Ramazanov, Head of the Oil Production Servicing Section. The technique is aimed at production enhancement of oil, gas and gas-condensate fields and, particularly, of mature fields characterized by high water production and occurrence of lost-circulation and blind zones which are insusceptible to application of common production techniques. Kamennoye Progress Pleases TNK-BP TNK-BP says its Kamennoye field one of the oldest in west Siberia and only a decade ago widely viewed as impossible to develop - should soon provide a big boost to output growth. Development of the 2bn bl field in the Khanty-Mansiyisk district is one of three projects on which TNK-BP is focusing this year, the others being the Uvat and Verkhnechonsk greenfields. The firm says making crude extraction from Kamennoye economically viable was particularly challenging as the geology www.rogtecmagazine.com

NEWS рассматривалась, как невозможная - вскоре должна обеспечить серьезный рост добычи.

is more complicated than at any of its more recent developments.

Разработка месторождения на 2 млрд. баррелей в Ханты-Мансийском округе представляет собой один из трех проектов, на которых «TNK-BP» сосредотачивается в этом году, двумя другими из которых являются совершенно новые предприятия в Увате и Верхнечонске. Согласно заявлениям со стороны компании, сделать добычу нефти-сырца на месторождении «Каменное» экономически эффективной было особенно трудной задачей, поскольку геология здесь значительно более сложная, чем на любой из более поздних разработок.

Since 2004, TNK-BP has invested $600mn in Kamennoye and plans to invest $700mn more in 2009 13, including $250mn this year.

Начиная с 2004 года, «TNK-BP» инвестировала в «Каменное» 600 млн. долларов и планирует инвестировать еще 700 млн. долларов в период с 2009 по 2013 г., включая 250 млн. долларов в этому году.

Gazprom has long said it needs the gas produced at Sakahlin-1 to cover domestic needs, while ExxonMobil has long-stated it is looking for the best price, though has eyed major importer China for some time. The project has been producing oil for several years and reached peak production of 11.2 million tonnes in 2007.

«Газпром» забирает 20 % газа по проекту «Сахалин 1» Как сообщается, консорциум «Сахалин 1» согласился на продажу 20 % природного газа, добываемого по данному проекту, российской монополии «Газпром». Американская нефтяная суперкомпания «ExxonMobil» участвует в проекте «Сахалин-1», на расположенном у российского тихоокеанского побережья острове с тем же названием, в сотрудничестве с российской государственной нефтяной компанией «Роснефть», японской компанией «Itochu», японской компанией «Marubeni» и индийской компанией «ONGC». «Газпром» давно заявлял о том, что ему необходим газ, добываемый по проекту «Сахалин-1», для покрытия потребностей внутреннего рынка, в то время, как «ExxonMobil» также давно заявлял о том, что его интересует наиболее выгодная цена, хотя на протяжении некоторого времени отдавал предпочтение такому крупному импортеру, как Китай. По данному проекту на протяжении нескольких лет осуществляется добыча нефти, пиковый показатель которой составил 11,2 миллионов тонн в 2007 году. Дуэт «Roxi» выдерживает испытание Работающая в Казахстане компания по разведке нефтяных месторождений «Roxi Petroleum» провела успешное испытание двух скважин в центральном Казахстане. Согласно заявлениям компании она оценила запасы в 13 миллионов баррелей для скважины C1 и 5 миллионов баррелей – для скважины C2. По заявлению «Roxi», среднесуточная опытная добыча на месторождении «NW Konus» составляет 1000 баррелей нефти в день. www.rogtecmagazine.com

Gazprom grabs 20% of Sakhalin-1 gas The Sakhalin-1 consortium reportedly has agreed to sell 20% of the natural gas extracted from the project to Russian monopoly Gazprom. US supermajor ExxonMobil operates Sakhalin-1, on the Russian Pacific coast island of the same name, in cooperation with Russian state oil firm Rosneft, Japan’s Itochu, Japanese outfit Marubeni and India’s ONGC.

Roxi duo pass the test Kazakhstan-based oil explorer Roxi Petroleum has successfully tested two wells in central Kazakhstan. The company said it estimated reserves of 13 million barrels of C1 and 5 million barrels of C2. Roxi said the average daily test production from the NW Konus field is 1000 barrels of oil per day. Russia and Serbia prime gas pact At the time of going to press, Serbia’s gas monopoly Srbijagas and Russia’s Gazprom were expected to sign a agreement, to develop an arm of the South Stream gas pipeline. The deal, will allow Serbia to diversify its gas supplies and avoid shortages. “The Serbian arm of the pipeline will have annual capacity of 20 billion cubic metres of gas and will be about 450 kilometres long,” Bajatovic told the news agency. Last December, Serbia and Russia finalised a bilateral energy pact, with Belgrade agreeing to sell a 51% stake in its oil monopoly NIS to Gazprom Neft for $400 million ($544.6 million) in exchange for an arm of the South Stream gas pipeline and the completion of the Banatski Dvor gas storage. The South Stream has been designed to bypass Ukraine and transport Russian gas under the Black Sea to Bulgaria and onwards to Serbia and Europe. Nabucco engineers get to work Nabucco pipeline engineers have begun detailed planning along the gas route between the Caspian region and Europe, taking the project into its next phase, the Vienna-based consortium announced.

ROGTEC 109

НОВОСТИ Россия и Сербия инициируют соглашение по газу На момент подачи статьи в печать, газовая монополия Сербии «Srbijagas» и российский «Газпром», как ожидается, должны подписать соглашение о разработке ветви магистрального газопровода «Южный поток». Данная сделка обеспечит для Сербии возможность диверсифицировать ее газовые поставки и избежать ситуаций с нехваткой газа. «Сербская ветвь магистрального трубопровода будет иметь годовую пропускную способность в 20 миллиардов кубометров газа и будет иметь протяженность приблизительно в 450 километров,» - заявил агентству новостей Баджатович. В декабре прошлого года Сербия и Россия окончательно оформили двустороннее энергетическое соглашение, по которому Белград соглашается продать 51 %-ную долю участия в своей нефтяной монополии «NIS» компании «Газпром нефть» за 400 миллионов долларов (544,6 миллиона долларов) в обмен на ветвь газового магистрального трубопровода «Южный поток» и завершение газового хранилища «Банацкий Двор» (Banatski Dvor). «Южный поток» был предназначен для того, чтобы обойти Украину и транспортировать газ по дну Черного моря в Болгарию и далее в Сербию и Европу. Специалисты газопровода «Набукко» приступают к работе Согласно заявлениям расположенного в Вене консорциума, специалисты газопровода «Набукко» приступили к детальному планированию по маршруту газопровода между Каспийским регионом и Европой, переведя, таким образом, данный проект в его следующую фазу. Специалисты консорциума в Австрии, Венгрии, Румынии, Болгарии и Турции будут оказывать помощь в подготовке переговоров с поставщиками газа и обеспечивать местные разрешения для проекта, в рамках которого планируется перекачивать газ по трубопроводу протяженностью 3300 километров, начиная с 2014 года. Данный проект получил толчок после конфликта между Россией и транзитной страной Украиной в отношении цен на газ в январе этого года, когда в результате более десятка стран в Европе оставались без газа в течение двух недель. Однако, согласно сообщениям агентства «Рейтер», вопросы финансирования источников снабжения природным газом и некоторые разногласия между участниками консорциума также оказали влияние на данный проект, в результате чего потребовалось отодвинуть некоторые из запланированных сроков по проекту.

110 ROGTEC

The consortium’s engineers in Austria, Hungary, Romania, Bulgaria and Turkey will help prepare for negotiations with gas suppliers and enable local approvals for the project, which plans to pump gas through 3300 kilometers of pipeline from 2014. The project has gained impetus following the gas price row between Russia and transit country Ukraine in January, which left over a dozen European countries without gas for two weeks. But funding, the sourcing of natural gas and some disagreement between consortium members have also weighed on the project, which has had to push back some of its target dates, a Reuters report said. The European Union’s agreement in Prague last week to smooth the way for more gas imports from the Caspian region was an “important political milestone” for the project, consortium head Reinhard Mitschek said in a statement. TNK-BP Appoints Executive Vice President, Technology TNK-BP announces that Francis Sommer has been appointed Executive Vice President, Technology of the TNK-BP group of companies. Francis has been with TNK-BP since 2005, as Vice President, Technology. He has played an important role in technology transfer to TNK-BP, and has been instrumental in establishing a consistent approach to the evaluation and quantification of reserves across TNK-BP’s asset base. He joined TNK-BP following a successful and varied petro-technical career of almost twenty years in BP, in the UK, USA and Colombia. Japan and Russia to co-develop oilfields Japan and Russia plan to sign an agreement, as early as today, to jointly develop oilfields in Eastern Siberia. It has been reported that the agreement will involve two oilfields in central part of the Russian region of Irkutsk. The project will be led by a joint venture between Japan Oil, Gas and Metals National Corporation, or JOGMEC, and Irkutsk Oil. The Japanese government-owned company is expected to take a 49% stake and the Russian partner the remainder. With the goal of starting full-scale production as early as 2013, the joint venture will kick off survey and drilling in 2010 or later. Sibir Appoints Chief Executive Officer Sibir Energy announce that Mr Stuard Detmer has been confirmed as the Chief Executive Officer of Sibir. His experience in a senior management role within the Company since 2003 will ensure effective management www.rogtecmagazine.com

NEWS Как это отметил в своем заявлении глава консорциума Рейнхард Митшек (Reinhard Mitschek): «Достигнутое на прошлой неделе Европейским Союзом соглашение в Праге, касающееся облегчения продвижения большего количества газа, импортируемого из каспийского региона, явилось «важной политической вехой» для данного проекта». «TNK-BP» назначает исполнительного Вице-президента по вопросам технологий «TNK-BP» сделала заявление о том, Фрэнсис Соммер (Francis Sommer) был назначен исполнительным Вице-президентом по вопросам технологий группы компаний «TNK-BP». Фрэнсис работает в «TNK-BP» с 2005 года в качестве Вице-президента по вопросам технологий. Он сыграл важную роль в передаче технологий для «TNK-BP», и способствовал установлению непротиворечивых подходов к оценке и количественному определению резервов по всем базисным активам «TNK-BP». Он пришел на работу в «TNK-BP» после почти двадцатилетней успешной и разносторонней карьеры в нефтетехнической сфере в подразделениях компании «BP» в Великобритании, США и Колумбии. Япония и Россия осуществляют совместную разработку месторождений нефти Япония и Россия планируют подписать соглашение, уже сейчас, по совместной разработке нефтяных месторождений в Восточной Сибири. Как сообщается, данное соглашение будет касаться двух нефтяных месторождений в центральной части российского региона – Иркутской области. Осуществляться данный проект будет совместным предприятием, включающим Японскую национальную корпорацию по нефти, газу и металлам (или JOGMEC) и компанию «Иркутск Ойл». Как ожидается, данной государственной японской компании будет принадлежать доля участия в 49 %, остальная часть будет принадлежать российскому партнеру. Ориентируясь на поставленную задачу по полномасштабной добыче уже в 2013 г., совместное предприятие начнет инженерно-геологические и буровые работы в 2010 году или позже. Южная Корея и Узбекистан – разведочные работы по 5 месторождениям Южная Корея, которая импортирует 97 процентов своих потребностей в энергии и минералах, достигла соглашения с Узбекистаном по совместной разведке на пяти нефтяных месторождениях в этой центрально-азиатской стране в рамках программы мероприятий по укреплению экономических связей. www.rogtecmagazine.com

continuity for the Company. Total readies Shtokman tenders French giant Total said recently that the Shtokman development partners were poised to launch the first round of tenders for the massive Barents Sea gas development, adding that it was “too early” to give an estimate for final project costs. Total’s Shtokman planning manager Philippe Rondy said: “Once the first tender bids are in place we will be in a position to talk about capital expenditure estimates. I expect this will be by the end of this year.” He said the Shtokman partners see the credit crunch as an opportunity to make cost savings, pointing out that the cost of steel has dropped since front-end engineering and design (FEED) work got under way in December 2007. Plans for first pipeline gas deliveries in 2013, with the first liquefied gas cargo scheduled for 2014 remain in place he said with “The main technical solutions decided”. “We are opting for an ice-resistant floating production unit, and are planning to produce from 20 wells via three subsea templates.” Aker Solutions bags Sakhalin-1 gig Norway’s Aker Solutions is primed to build the ArkutunDagi gravity base structure (GBS) for the Sakhalin-1 project in Russia after receiving a contract award from operator Exxon Neftegas. Aker Solutions estimates the value for services could total $600 million over the next three years. Once completed, the GBS will lie off Sakhalin Island on the east coast of Russia and will be a part of the drilling and production facilities for the Arkutun-Dagi development, a future phase of Sakhalin-1. Transneft sees steady Russian output Russian oil pipeline monopoly Transneft expects the country’s crude production to remain stable this year, despite the economic slowdown, and will receive the first tranche of a $10 billion Chinese loan by the end of May, company president Nikolai Tokarev recently anounced. “Volumes will stay at practically the same level,” Tokarev told Reuters. Transneft is well-placed to calculate Russian oil production due to the orders it receives from producers to fill its pipelines. Tokarev said output would increase by 2012, although perhaps at a slightly slower rate than envisaged last year. Russia’s Surgut almost triples profit Russia’s fourth-largest oil company Surgut said its net profit almost tripled in the first quarter from the fourth quarter of 2008. The company said today that its net

ROGTEC 111

НОВОСТИ Управляемая государством Корейская национальная нефтяная корпорация (Korea National Oil Corp.) и национальная нефтяная компания «Узбекнефтегаз» (Uzbekneftegaz) подписали предварительное соглашение во время недавнего визита Президента Ли Миунг Бака в Ташкент. Южная Корея, четвертая по величине экономика Азии, расширяет инвестиции в зарубежные нефтяные и газовые проекты в целях гарантирования поставок в будущем, в то время, как Узбекистан ищет помощи со стороны других стран, включая Россию и Китай, в разработке его запасов минеральных ископаемых и нефти. В прошлом году Корейская национальная нефтяная корпорация подписала соглашение с Узбекистаном по совместной разработке Наманганского и Чустского нефтяных месторождений. «Сибирь» назначает главного исполнительного директора «Sibir Energy» сообщает о том, что было подтверждено назначение г-на Стюарда Детмера (Stuard Detmer) в качестве главного исполнительного директора «Сибири». Его опыт, приобретенный в роли высшего руководства Компании, начиная с 2003 года, будет гарантировать для Компании продолжение эффективного управления. «Total» готовит почву для проведения тендеров по Штокмановскому месторождению Французский гигант «Total» недавно сделал заявление о том, что партнёры по реализации проекта по Штокмановскому месторождению задумываются о том, чтобы начать первый раунд тендеров по основательной разработке газовых месторождений на Баренцевом море, добавляя при этом, что пока «слишком рано» делать оценки по окончательной стоимости проекта. Руководитель от «Total» по планированию в отношении Штокмановского месторождения, Филипп Ронди (Philippe Rondy) сказал: «После того, как появятся первые тендерные предложения, мы будем в состоянии разговаривать о приблизительных капитальных затратах. Я предполагаю, что это случится к концу текущего года». Он заявил, что партнеры по Штокмановскому проекту рассматривают кредитный кризис в качестве возможности для экономии затрат, указывая на то, что стоимость стали упала с того времени, как работы по подготовке предпроектной документации (ППД) сдвинулись с места в декабре 2007 года. Планы по первым поставкам газа по трубопроводу в 2013 году, с первыми отгрузками сжиженного газа, запланированными на 2014 год, остаются в силе – добавил он, отметив, что «Главные технические решения определены».

112 ROGTEC

profit to Russian Accounting Standards stood at 68.79 billion roubles ($2.07 billion), up from 23.79 billion in the previous three months. The company did not give a reason for the profit increase. Many Russian oil companies say their profits have recovered following a loss-making fourth quarter after oil prices stabilized and the Russian government cut oil export duties. D&F Group takes a new name and becomes Beerenberg The D&F Group has recently changed its profile, and will from now on conduct its business under the brand name Beerenberg as a consequence of the new ownership structure in 2006 and acquisition of Bjørge Norcoat in 2007, with the ambition for big growth internationally in 2009. The name has been chosen that best fits the associations of the our company and services. Mount Beerenberg on the arctic island of Jan Mayen is Norway’s only active volcano, and it is also the most northern, active volcano in the world. It is truly an extreme environment, much like the surroundings that the company have to face, and counter the effects of, on a daily basis. PetroChina to boost storage for Russian oil PetroChina’s largest Daqing oilfield will add eight large crude oil storage tanks by 2010 after having installed two such tanks for offloading Russian oil. The 10 tanks alone, with planned capacity of 150,000 cubic metres each, will boost Daqing’s crude oil storage capacity by nearly 10 million barrels, as China is set to ship in more Russian oil following the recent oil-for-loan deals between the two countries. China agreed this month to lend $10 billion to Russian oil pipeline monopoly Transneft and another $15 billion to state-run oil major Rosneft in exchange for supplies via pipeline shipment of 300 million tonnes of Russian oil over 20 years. The planned pipeline that will be used to transport Russian oil ends at the Daqing oilfield. China currently gets most of its Russian oil supplies via rail. Oil production at Daqing, China’s top oilfield by output, has been on a decline after decades of extraction. ATR Group expands operations in Baku ATR Group is unveiling an expanded offering in the Caspian, with a growing staff base in Baku alongside further cash investment in equipment serving the region. Aberdeen, Scotland-headquartered ATR made a major push into Azerbaijan in 2008, when it acquired Bridon International and is again developing its business with a stand at the Caspian oil show in June. www.rogtecmagazine.com

NEWS «Мы склоняемся в пользу ледостойкой плавучей добывающей системы и планируем осуществлять добычу из 20 скважин с использованием трех подводных комплексов добычи.» «Aker Solutions» получает «ангажемент» по проекту «Сахалин -1» Норвежская компания «Aker Solutions» получила право на строительство на АркутунДагинском месторождении опорного основания гравитационного типа для проекта «Сахалин-1» в России после получения контракта от оператора «Exxon Neftegas». «Aker Solutions» оценивает стоимость услуг, как могущую составить на протяжении следующих трех лет сумму в 600 миллионов долларов. После того, как такое опорное основание гравитационного типа будет завершено, оно будет располагаться на некотором удалении от острова Сахалин на восточном побережье России и будет представлять собой элемент сооружений для бурения и добычи для разработки Аркутун-Дагинского месторождения – будущей фазы проекта «Сахалин-1».

The firm’s Baku operation is now being led by highly experienced operations manager Malcolm Fox, who arrives as country manager with nearly 20 years experience in the oil and gas industry. ATR director Robert Skidmore said: “Our work in the Caspian is developing apace and the addition of Malcolm Fox to our team gives our clients in the region access to a leading expert in his field. EAGE St Petersburg 2010 The European Association of Geoscientists and Engineers (EAGE), joint with the Eurasian Geophysical Society (EAGO), will hold the 4th International Geosciences Conference and Exhibition “Saint Petersburg 2010, New discoveries through integration of geosciences”. The conference will take place April 5-8, 2010 at the International Business Center in Saint Petersburg. More then 500 geosciences specialists are expected to visit the conference. The extensive scientific programme, including simultaneous work of several disciplines, will include workshops and courses from leading scientists. The exhibition will allow the opportunity to become more acquainted with the latest exploration and production technologies. Join us in Russia!

«Транснефть» видит стабильность добычи в России Согласно недавнему заявлению президента компании Николая Токарева, российская нефтетрубопроводная монополия «Транснефть» предполагает, что добыча нефти в стране останется стабильной в этом году, не смотря замедление темпов экономического развития, и компания получит первый транш китайского кредита в 10 миллиардов долларов США к концу мая.

утверждают, что их прибыли восстановились после убыточного четвертого квартала после того, как цены на нефть стабилизировались, и российское правительство снизило экспортные пошлины на нефть.

«Объемы будут оставаться практически на одном уровне,» – заявил Токарев агентству «Рейтер». У «Транснефти» имеются все возможности для того, чтобы просчитать добычу нефти в России благодаря тем заявкам от добывающих компаний, которые она получает на заполнение своих трубопроводов. Как сказал Токарев, добыча будет возрастать к 2012 году, хотя, вероятно, и более медленными темпами, чем это предполагалось в прошлом году.

Группа «D&F Group» берет новое название и становится «Beerenberg» Группа «D&F Group» недавно поменяла свой профиль и, начиная с текущего момента, будет вести свою деятельность под фирменным наименованием «Beerenberg», что является результатом обновления структуры собственности в 2006 году и приобретения компании «Bjorge Norcoat» в 2007 году, с претензиями на большой международный рост в 2009 году.

Прибыль российской компании «Сургут» выросла почти в три раза Четвертая по величине российская нефтяная компания «Сургут» сообщила о том, что ее чистая прибыль почти утроилась в первом квартале относительно уровня четвертого квартала 2008 года. Как было сегодня заявлено компанией, ее чистая прибыль в соответствии с российскими стандартами бухгалтерского учёта составила 68,79 миллиардов рублей (2,07 миллиарда долларов США), поднявшись с уровня 23,79 миллиардов в предыдущие три месяца.Компания не представила причин такого роста прибыли. Многие российские нефтяные компании

Было выбрано такое название, которое наилучшим образом соответствует связям нашей компании и предоставляемым услугам. Гора Бееренберг (Beerenberg) на арктическом острове Ян-Майен представляет собой единственный действующий вулкан Норвегии, помимо этого он является самым северным действующим вулканом в мире. Это действительно экстремальная окружающая среда, очень похожая на то окружение, с которым компания должна сталкиваться и воздействия которой должна испытывать на себе в своей повседневной деятельности.

www.rogtecmagazine.com

More information about the event: www.eage.org

ROGTEC 113

НОВОСТИ Компания «PetroChina» планирует увеличить хранилища для российской нефти Крупнейшее нефтяное месторождение компании «PetroChina» в Дацине получит восемь дополнительных больших резервуаров для хранения нефти к 2010 году после установки двух таких резервуаров для выгрузки российской нефти. Только одни эти 10 резервуаров с расчетной вместимостью в 150 000 кубических метров каждый, увеличат вместимость дицинского нефтехранилища на почти 10 миллионов баррелей, в связи с тем, что Китай намеревается ввозить большие объемы российской нефти в рамках последних сделок в формате нефть-в обмен-на-заем, заключенных между двумя странами. Китай согласился в этом месяце предоставить заем в 10 миллиардов долларов российской нефтетрубопроводной монополии «Транснефть», а также еще 15 миллиардов долларов - управляемой государством крупной нефтяной компании «Роснефть» в обмен на поставки в виде отгрузок через трубопровод 300 миллионов тонн российской нефти на протяжении 20 лет. Запланированный трубопровод, который будет использоваться для транспортировки российской нефти, заканчивается в районе дацинского месторождения нефти. В настоящее время Китай получает большую часть своих поставок российской нефти железнодорожным транспортом. Добыча нефти в Дацине, являющемся самым крупным по добыче китайским нефтяным месторождением, все более снижается после десятилетий эксплуатации. Группа «ATR Group» объявила о расширении предложения в каспийском регионе, с увеличением штата служащих в Баку параллельно с дальнейшими денежными инвестициями в оборудование, обслуживающее регион. Имеющая свою штаб-квартиру в Абердине, Шотландия, группа «ATR» совершила серьезный рывок в направлении Азербайджана в 2008 году, когда она приобрела компанию «Bridon International» и теперь снова развивает свою деятельность, имея свой стенд на запланированной на июль выставке «Нефть Каспия». Подразделение компании в Баку в настоящее время управляется обладающим большим опытом директором по производству и добыче Малькольмом Фоксом (Malcolm Fox), который выступает в роли главы представительства, у которого за плечами за плечами почти двадцатилетний опыт работы в нефтегазовой отрасли. Как заявил директор «ATR» Роберт Скидмор (Robert Skidmore): «Наша работа

114 ROGTEC

в каспийском регионе продвигается быстрыми темпами, а привлечение Малькольма Фокса в нашу команду предоставляет нашим клиентам в регионе доступ к ведущему эксперту в своей области. EAGE St Petersburg 2010 Европейская Ассоциация Геоученых и инженеров (EAGE) и Евро-Азиатское геофизическое общество (ЕАГО) приглашают принять участие в Четвертой международной геолого-геофизической конференции и выставке «Санкт – Петербург – 2010. К новым открытиям через интеграцию геонаук», которая состоится с 5 по 8 апреля 2010 г. в Международном Деловом Центре г. Санкт – Петербурга. Ожидается присутствие более 500 мировых специалистов в области геонаук. Обширная научная программа конференции, предполагающая одновременную работу нескольких секций, будет включать в себя научно-практические семинары и учебные курсы под руководством ведущих ученых мира. Представительная выставка позволит ознакомиться с новейшими технологиями и разработками в области поисков, разведки и добычи сырья. Ждем Вас на этом крупном международном форуме. Подробная информация о мероприятии – www.eage.ru Компания OSIsoft (San Leandro, USA), лидер на рынке программных платформ предприятий, открывает офис в России Семейство продуктов OSIsoft PI System™ - de-facto мировой стандарт в инфраструктуре предприятий для сбора, хранения и управления различными данными, в том числе данными реального времени. Клиентская база OSIsoft насчитывает более 14,000 инсталляций в нефтяной и газовой промышленности, электроэнергетике, перерабатывающих отраслях, производстве и информационных центрах. 65 % из 500 крупнейших международных предприятий полагаются на качество PI System™ для сохранения и обеспечения доступности данных для управления активами и рисками, улучшения производственных процессов и принятия решений в режиме реального времени. Компания имеет 28-летний опыт работы на рынке и использует инновационный подход в разработке. Открытие офиса в Москве – важный шаг вперед в поддержке российских клиентов и увеличении бизнеса в России. Компания OSIsoft рассматривает рынок России и стран СНГ как приоритетный и инвестирует в локализацию и поддержку программных продуктов. Владимир Рааг, Директор по России и СНГ: “Мы безусловно верим в серьезный прорыв в продажах в России и странах СНГ, ведь мы предоставляем системы, призванные повышать эффективность основного бизнеса предприятий, что исключительно важно в условиях мирового кризиса.” Email: vladimir.raag@osisoft.com www.rogtecmagazine.com

Are you receiving your FREE copy? Вы еще не подписались на бесплатную рассылку номеров журнала ROGTEC? To receive a regular copy of ROGTEC, simply fill in and fax back the completed form to +34 952 904 230 Для регулярного получения номеров ROGTEC по бесплатной рассылке, пожалуйста, заполните следующую форму и отправьте ее по факсу +34 952 904 230 Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:

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

ROGTEC17

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index p.91

p.17

p.41

3parctic.com

cws.az

slb.com

p.5

p.87

p.105

gl-group.com

dresser-rand.co.uk

weathercap.com

obc & p.25

p.45

p.99

aggreko.co.uk

dsi-pbl.com

spse.fr

p.33

p.77

p.15

akerarctic.com

eage.ru

swellfix.net

p.4

p.79

akersolutions.com

enersul.com

tecpesa.com

p.12

p.43

p.9

apl.no

jenbacher.com

tenaris.com

p.7

p.65

p.69

auma.com

ihsenergy.com

tracerco.co.uk

p.11

p.21, 57, 81 & 97

p.53

bjservices.com

ite-exhibitions.com

varelintl.com

p.93

p.101

bohler-welding.com

knidynapad.com

s Сварочные тракторы p.55 s Трубогибочные машины s Зажимы для центровки труб vermeer.com s Вакуумное подъемное оборудование Изготовлено компанией VIETZ – Сделано в Германии

p.73

p.95

p.103

rao-offshore.ru

linscaninspection.com

p.67

p.19

vietz.de Vietz GmbH s Fraenkische Strasse 30-32 D-30455 Hannover (Germany) Тел.: +49 (0)511 / 949 97-0 Факс: +49 (0)511 / 49 51 16 s info@vietz.de

controlseal.nl

116 ROGTEC

www.vietz.de ososoft.com

p.61

zeitecs.com

www.rogtecmagazine.com

Турбины SOLAR должны работать. И они будут работать.

КОМПАНИЯ Т.Д.ВИЛЬЯМСОН Ремонт трубопроводов под давлением без остановки перекачки. Внутритрубная диагностика Компания Т.Д. Вильямсон является мировым лидером в области выполнения работ на действующих трубопроводах под давлением без остановки подачи транспортируемого продукта. Мы работаем на трубопроводах как в наземном, подземном, так и в подводном исполнении. Все оборудование и технологии имеют соответствующие разрешения и аттестованы ФСЭТАН и ГОСТ Р. Виды работ на действующих трубопроводах под давлением:

» врезка трубопровода- отвода, перемычки, замена дефектного участка,

ремонт, установка запорной арматуры, установка и подключение камер запуска и приема скребка, поставка и пропуск очистных скребков, пропуск диагностических снарядов, установка ремонтных муфт.

» Компания ТДВ работает в России уже более 10 лет, среди наших заказчиков такие предприятия, как ОАО «Газпром», ОАО «Транснефтепродукт», ОАО «Роснефть», ОАО «Лукойл», Каспийский трубопроводный консорциум, ОАО «Стройтрансгаз», ОАО «Трансаммиак» и многие другие.

Турбины Solar для нефтегазовой отрасли

» Главная задача компании Т.Д. Вильямсон – обеспечить высокое качество продукции и услуг, и оправдать доверие своих потребителей.

Контактная информация: Адрес 142717, Московская область, Ленинский район, поселок Развилка, ОАО «МГПЗ», ООО «ТДВ ЕВРАЗИЯ Тел: +7495 335 98 13, +7495 335 98 19 e-mail: info.russia@tdwilliamson.com www.rogtecmagazine.com

www.tdwilliamson.com ROGTEC 117

Аренда дизельных электростанций

Тел.: + 7 495 225 93 26 Факс: + 7 495 644 09 52 Эл. Почта: russia@aggreko.com