ROGTEC Magazine Issue 41

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

41

Технология за круглым столом: Бурение горизонтальных скважин и ЗБС Technology Roundtable: ERD & Sidetracking «Газпром Нефть»: Баженовские вызовы Gazprom Neft: The Bazhenov Challenge

Интервью ROGTEC: Валерий Куртбидинов, главный инженер проекта, «ТюменНИИгипрогаз» The ROGTEC Interview: Valeri Kurtbidinov, Chief Engineer at TNNG Обзор региона: Казахстан Country Focus: Kazakhstan

www.rdcr.net doug.robson@rogtecmagazine.com www.rogtecmagazine.com

4 ROGTEC

2016 April 2016, Kempinski Baltschug Hotel, Moscow 4th Russian Drilling Contractors Roundtable Russia´s leading event for drilling professionals Over 200 high level delegates from Russia´s leading operators and drilling contractors In-depth roundtable style discussions on latest regional drilling developments, technologies and services Limited sponsorship opportunities

BOOK NOW! “Tomorrow’s Drilling, Delivered Today”

www.rogtecmagazine.com

+34 951 388 667

Вместо простого армирующего покрытия...

применяйте покрытие Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director

DURABAND ®!

Nick Lucan nick.lucan@rogtecmagazine.com Редактор материалов по России Russian Editor Bryan Harding bryan.harding@rogtecmagazine.com

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

Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на circulation@rogtecmagazine.com. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com.

Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide.

Please contact circulation@rogtecmagazine.com for further information.

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: circulation@rogtecmagazine.com.

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено Евгений Уваров, «Газпром Нефть» Front cover image is supplied courtesy of Yevgeniy Ouvarov, Gazprom Neft

Не довольствуйтесь обыкновенным армирующим покрытием. Настаивайте на применении Duraband ®NC... самого надежного в мире армирующего покрытия!

НА 100% ЗАЩИЩАЕТ ОТ ТРЕЩИН И ВОССТАНАВЛИВАЕТСЯ Не требует удаления существующего армирующего покрытия

Повторное нанесение стоит всего 25% стоимости конкурирующих продуктов Обучение на месте для компаний, впервые применяющих данное покрытие Тестирование, аттестация и лицензирование компаний, применяющих покрытие Duraband®

www.hardbandingsolutions.com

6 ROGTEC

hbs550@hardbandingsolutions.com

Содержание

Contents

Технология за Круглым Столом: Бурение горизонтальных скважин/ скважин с большим отходом от вертикали, и зарезка бокового ствола

14

Technology Roundtable: Extended Reach Drilling and Sidetracking

Нефть и газ Казахстана. Результаты 2014 года и перспективы развития отрасли в 2015 году

44

Kazakhstan Oil And Gas: 2014 Results and 2015 Industry Development Outlook

«Газпром Нефть»: Баженовские вызовы

52

Gazprom Neft: The Bazhenov Challenges

Интервью ROGTEC: Валерий Куртбидинов, главный инженер проекта, ООО “ТюменНИИгипрогаз”

60

The ROGTEC Interview: Valeri Kurtbidinov, Chief Project Engineer at TNNG

66

Identifying the Real Structure of an Oil and Gas Reservoir and its Effect on Recoverable Hydrocarbon Reserves Part 2

Скин-фактор: фундаментальные зависимости и взаимосвязь гидродинамических параметров зонально-неоднородного пласта и скважины

74

Skin Factor: Fundamental Relationships and InterrelationsRelationships, Conclusions and the Formula for the Key Hydrodynamic Parameters

Эксклюзивное интервью Орландо Рамиреза, генеральный директор Stockholm Precision Tools (SPT)

92

Closure Interview, Orlando Ramirez, CEO, Stockholm Precision Tools, SPT

Реальная структура коллектора нефти и газа и её влияние на объём запасов углеводородов Часть 2

14 8 ROGTEC

52 www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора Добро пожаловать на страницы 41-го выпуска журнала ROGTEC - ведущего издания России и Каспия по upstream сектору. На момент написания настоящей статьи мировые лидеры бывшей «большой восьмерки», а в настоящее время, после исключения России – «большой семерки – обсуждают текущие мировые проблемы. Естественно, эти обсуждения включают ситуацию, сложившуюся в настоящее время на востоке Украины. Является ли совпадением то, что в период подготовки к этой встрече на высшем уровне мы заметили обострение столкновений между украинской армией и повстанцами, при этом каждая сторона обвиняет другую в нарушении договора о перемирии. Конечным результатом стали резкие заявления мировых лидеров, собравшихся на этой неделе в Германии, о продолжении экономических санкций против России. Срок действия первоначальных санкций истекает в июля, и, глядя на последние события, я не думаю, что санкции будут ослаблены.

9 апреля в гостинице Балчуг Кемпински состоялся 3-й Круглый стол российский буровых подрядчиков. Данное мероприятие

10 ROGTEC

является самым большим в России собранием представителей буровых профессионалов, работающих в нефтегазовой сфере. Естественно, мы отметили уменьшение числа участвующих американских и европейских коллег на этой встрече, но были рады приветствовать новых заказчиков из России и Китая, присоединившихся к конструктивным обсуждениям между компаниями-операторами, буровыми подрядчиками и поставщиками сервисных услуг и технологий. На повестке дня стояли такие вопросы по эффективной организации взаимодействия между операторами и буровыми компаниями, влиянию санкций на отрасль и проблемы, связанные с технологиями.

ROGTEC, как обычно, будет одним из основных информационных партнеров Московской международной выставки «Нефть и газ» (MIOGE-2015) , потому приглашаем Вас посетить наш стенд (С403) в зале 2 второго павильона. Мы начинаем наш выпуск со рубрики “Технология за круглым столом”, где компании Halliburton, Таргин, Группа ERIELL, C.A.T.oil AG и Буровая компания ПНГ обсуждают вопросы бурения скважин с большим отходом забоя от

www.rogtecmagazine.com

Гибкий выбор встроенных конфигураций.

Производство высокотехнологичных буровых установок предполагает совместную работу большого количества различных специалистов. Мы построим для вас наиболее надежную буровую установку с учетом ваших потребностей. Ознакомитесь с различными опциями на интернет портале: nov.com/landrigs © 2015 National Oilwell Varco | All Rights Reserved

Колонка шеф-редактора вертикали. После нее следует статья компании «Тимурнефтегаз» о скин-факторе (коэффициенте нарушения коллекторских свойств пласта) и проницаемости коллектора; далее опубликована вторая часть статьи Юрия Лимбергера, который поделился своими взглядами по вопросу расчета запасов. Поскольку вопрос о трудноизвлекаемых (нетрадиционных) запасах остается актуальным, мы публикуем интервью с Валерием Куртбединовым, главным инженером проекта ТюменНИИгипрогаза, затрагивающим вопросы разработки ачимовских отложений. Мы также публикуем отличную статью «Газпром нефти», в которой рассказывается о выполняемых компанией операциях по гидроразрыву пласта при работе с баженовской свитой.

АО НК «КазМунайГаз», которая выступает Генеральным партнером и Платиновым спонсором мероприятия. KDR станет самым большим региональным собранием буровых специалистов в Казахстане, а также будет рассматривать проблемы и вызовы при бурении сложных скважин в регионе. Дополнительную информацию вы сможете получить на сайте www.kazdr.kz. В ходе подготовки к данному мероприятию мы публикуем общий обзор казахстанского рынка, подготовленный компанией RPI. Обзор расположен на стр.

44, а для получения дальнейшей подробной информации о KDR обращайтесь ко мне или к нашему отделу продаж.

Мы также приступили к организации нового мероприятия из серии «Круглый стол по бурению». 1-й Казахстанский Круглый Стол по бурению (KDR) состоится в Астане 15 сентября.

KDR проводится под патронажем компании

Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@themobiusgroup.com

12 ROGTEC

Приятного чтения.

www.rogtecmagazine.com

Уважаемые коллеги! Предлагаю вашему вниманию Буровую Установку Нэйборз №520. Буровая полностью укомплектована и готова к работе. Местонахождение – Россия. Г.Усть-Кут. Иркутская область. С уважением, Генеральный директор Нэйборз Иванов Денис Всеволодович

Мачта: Тип БУ: MH-Pyramid ВЫСОТА: 142 фута (43 метра) Грузоподъемность: 320 тонн Основание: Тип: MH-Pyramid Высота: 27 футов (8 метров) Нагрузка: 750,000 фунтов (340 тонн) Лебедка: Тип: GARDEN DENVER 1100E Мощность: 1500 л.с. Талевый канат: 1.375 дюймов (34.9мм) Вспомогательный тормоз: 6032 ELMAGO Стол ротора: Тип: CONTINENTAL EMSCO Размер: 27.5 дюйма (838мм) Верхний Привод: CANRIG 1250 AC 500 тонн Тачмаммедов Абдылла Abdylla.Tachmammedov@nabors.com Тел.: +7 495 232 67 86 Факс: +7 495 232 67 64

БУ-520

Доступна в России

Источник Энергии: Четыре (4) CAT 3512 по 1476 л.с. каждая Привод Управления: SCR-однонаправленный управляемый тиристор Буровые Насосы: Три (3) HH F-1600 по 1600 л.с. ПВО: ПУГ- 350мм (35Мпа) Плашечный превентор с одинарными плашками - 350мм (35Мпа) Сдвоенный плашечный ПВО - 350мм (35Мпа) Вибросита: Три (3) Derrick/FLC-513 + Mud Cleaner FLC-503 Бурильный Инструмент: 127мм G-105 NC-50 – 4000 метров Вахтовый поселок: Поселок – 90 человек и офис БУ – 9 человек Россия, Москва 115419 2-ой Рощинский проезд, дом 8, строение 1

www.nabors.com

EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, Welcome to issue 41 of ROGTEC Magazine, Russia and the Caspian’s leading upstream focussed oil and gas publication.

At the time of writing, the leaders of the former G8, now G7 after the exclusion of Russia, are discussing the major challenges facing the world. This of course includes the ongoing situation in the east of Ukraine.

Whether coincidence or not, in the lead up to the summit we have seen an increase in the outbreak of clashes between the Ukrainian army and rebel forces with each side blaming each other for breaking the ceasefire. The end result has been stronger rhetoric coming from global leaders in Germany this week, reaffirming their commitment to economic sanctions on Russia. The original year long timeframe runs out in July, and I can see no easing of the sanctions based on recent events.

As the saying goes however – the show must go on!

April 9th saw the 3rd RDCR held at the Baltschug Kempinski Hotel, and we were proud to welcome the largest gathering of drilling delegates seen in Russia.

We of course saw less of our European and American friends at the event, however we welcomed new clients from Russia and China, who joined in the constructive dialogue between operators, drilling companies and service and technology suppliers. Stream lining the relationship between operators and drilling companies, the effect of the sanctions and technology challenges faced were all on the agenda.

On to this issue, and as usual, we will be one of the key media partners to MIOGE, so please come and

14 ROGTEC

visit us in Pav 2, Hall2, C403. We kick of this issue with our technology roundtable feature. Halliburton, Targin, ERIELL Group, C.A.T.oil AG and PNG Drilling discuss ERD in Russia. Following this we have an article on skin factor and reservoir permeability by NPF Timurneftegaz and the second part of the piece written by Yuri Linberger, looking at his views on reserves calculations.

With hard to recover reserves still on the agenda, we have an interview with Valeri Kurtbidinov, Chief Engineer at TNNG, looking at the development of the Achimov deposits, as well as a great piece from Gazprom Neft looking their hydraulic fracturing efforts on the Bazhenov formation.

We have also just launched our latest event in the “Drilling Roundtable” series. The 1st KDR, Kazakh Drilling Roundtable, is taking place in Astana on the 15th September. Under the Platinum Sponsorship and General Event Partnership of JSC NC KazMunayGas, the KDR will be one of the largest gatherings of drilling delegates yet seen in Kazakhstan, and will focus on the challenges faced when drilling the complex wells in the region. Please visit www.kazdr.kz for further information.

In the lead up to this event, we are printing an overview of the Kazakh market, written by RPI. Please turn to page 44 for this piece, and contact myself or the sales team for further details on the KDR. I hope you enjoy this issue.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

АНАЛИЗ СИТУАЦИИ

РЕШЕНИЕ

РЕЗУЛЬТАТЫ

• 23 января 1991 года во время операции «Буря в пустыне» иракский нефтяной танкер Amuriyah валовой вместиомстью 82 000 т.затонул в водах Персидского залива вблизи острова Бубиян (Кувейт). Спустя годы правительством Ирака недалеко от этого места было запланировано строительство причала нефтяного терминала Аль-Басра, через который планировалось экспортировать около 97% всей добываемой в стране сырой нефти. Затонувший танкер находился вблизи предполагаемого маршрута движения танкеров, подходящих к терминалу, что затрудняло их движение, поэтому в 2013 году было решено поднять его на поверхность.

• Чтобы поднять корпус танкера длиной 285 метров, необходимо было разрезать его на секции установленного веса. Для генерального подрядчика - компании Mammoet - стало очевидно, что традиционные методы установки режущих цепей ограничат точность и приведут к появлению погрешности определения веса частей танкера.

• Наивысший контроль наклонно направленного бурения был достигнут благодаря применению гироскопического инклинометра GyroTracer Directional™.

• В результате глобального международного поиска существующих технологий был выбран непрерывный гироскопический инклинометр GyroTracer Directional™ производства компании Stockholm Precision Tools как единственный в мире прибор, доказавший в ходе всесторонних полевых испытаний свою способность гарантированть точность и скорость измерений, необходимых для контроля сложного наклонно-направленного бурения в любых условиях, в том числе и при операции подъема судна.

• При работе с непрерывным гироскопическим инклинометром нет необходимости задавать точку отсчета или начальный азимут, поскольку он самостоятельно находит направление на истинный север, а не на северный магнитный полюс, географическое положение которого может меняться с течением времени. Гироинклинометр GyroTracer Directional не подвержен влиянию магнитных помех, что позволяет спускать его в обсадную колонну или грунт с магнитными возмущениями, предоставляя тем самым более надежные • данные. Это свойство инклинометра оказалось весьма существенным при подъеме танкера Amuriyah, так как судно было сильно намагничено.

• Гироскопический инклинометр GyroTracer Directional™ был закреплен на модифицированной установке горизонтального и направленного бурения, размещенной на специализированном штуцере хвостовика и установленной вдоль борта баржи. Хвостовик погружался в воду под углом 22,7° до тех пор, пока его передняя часть не оказалась в точно заданном месте и положении на морском дне, откуда и началось бурение.

• Успешное применение непрерывного гироскопического инклинометра GyroTracer Directional™ при выполнении операции подъема судна открыло новую область использования этого уникального средства прибора.

• Операция подъёма судна стала первым случаем применения гироскопического инклинометра GyroTracer Directional™ для наклонно направленного бурения тоннельных переходов под морским дном или руслами рек, а полученная точность данных превзошла возможности любых других навигационных приборов с пределом погрешности более метра. Генеральный подрядчик, компания Mammoet, и местный муниципалитет выразили глубокую признательность Stockholm Precision Tools за успешно выполненную работу, так как в противном случае пришлось бы отказаться от строительства нефтяного терминала в регионе Аль - Басра.

• Данный проект наглядно продемонстрировал высокую точность и скорость измерений с помощью гироскопического инклинометра GyroTracer Directional и выявил высокий потенциал этого прибора для других отраслей производства, таких как укладка трубопроводов, кабелепроводов и кабелей на большие расстояния. Получаемая на выходе исключительно высокая точность гироскопической инклинометрии в настоящее время подкрепляется сравнительными результатами в полевых условиях и опытом операторов.

ЗАДАЧА Подъем с морского дна иракского танкера весом 82 000 тВ данной ситуации требовалась технология, гарантирующая наивысшую точность положения точек входа и выхода для наклонно направленного бурения под корпусом судна шириной 44,2 ми позволяющая контролировать отклонение направляющих скважин со 100% точностью.

30m 22,7º

22,5m 10m

www.stockholmprecisiontools.com info@stockholmprecisiontools.com

Domherrevägen 11, 19255 Sollentuna, Sweden - T: +46 8 5907-3310 | F: +46 8 5907-3155

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ

Технология за Круглым Столом: Бурение горизонтальных скважин/ скважин с большим отходом от вертикали, и зарезка бокового ствола

Technology Roundtable: Extended Reach Drilling and Sidetracking

Дмитрий Губернаторов «Халлибуртон»

Владимир Евстегнеев C.A.T.oil AG

Юрий Николаевич Сергеев ООО «Таргин»

Dmitry Gubernatorov Halliburton

Vladimir Yevstigneev C.A.T.Oil AG

Yuri Nikolaevich Sergeev LLP Targin

16 ROGTEC

Замир Магомедович Абдуллаев «Буровая Компания ПНГ»

Руслан Сафарханов Группа ERIELL

Zamir Abdullaev PNG Drilling Company

Ruslan Safarkhanov ERIELL Group

www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE 1. Теперь, когда санкции влияют на горизонтальное бурение на нетрадиционных месторождениях в регионе, каков текущий уровень потребности в горизонтальных скважинах и скважинах с большим отходом от вертикали? Над какими проектами вы работаете в настоящее время? «Халлибуртон»: В настоящее время потребность в горизонтально-направленном бурении не уменьшилась, а, наоборот, существенно увеличилась. В целом, бурение горизонтальных скважин более эффективно и экономически выгодно по сравнению с бурением вертикальных или наклонно-направленных скважин после ввода скважин в эксплуатацию. Поэтому в планах заказчиков — бурение более сложных трехмерных (3D) горизонтальных скважин с большими отходами от вертикали с использованием новейших технологий наклонно-направленного бурения, которые может предложить подразделение Sperry Drilling. Кроме того, заказчики все шире используют преимущества бурения многоствольных горизонтальных скважин стратегически расположенных в целевом пласте — именно в этой области Sperry Drilling является лидером не только на российском, но и на мировом рынке. В частности, в России подразделение Sperry Drilling успешно закончило бурение скважин с 3–5 боковыми горизонтальными стволами (рис. 1), используя метод срезки в открытом стволе без цементного моста, и суммарной проходкой более 2 000 метров.

1. With sanctions impacting on the region´s horizontal drilling in unconventional field, what is the current level of demand for horizontal and ERD wells? What projects are you currently working on?

Halliburton: Currently, the demand for horizontal directional drilling has not reduced; instead, it has increased significantly. Horizontal drilling, overall, is more efficient and cost effective than vertical or slant wells once the well comes online. As a result, customers plan to drill more complex three-dimensional (3D) horizontal extended reach drilling (ERD) wells using advanced directional drilling technology, which Sperry Drilling is able to provide.

Also customers increasingly realize the benefits of drilling multilateral horizontal wells strategically placed within the target reservoir, an area where Sperry Drilling has become a market leader, not only in Russia but also globally.

Specifically, in Russia, Sperry Drilling has successfully completed wells of between three to five horizontal legs (Fig. 1) using openhole sidetracking to a total length of greater than 2,000 m.

600 400 200 0 400

200

0

-200

-400

-600

-800

0 -100

-200

Fig 1. Example of a multihole well with five horizontal legs

600 400 200 0 400

200

0

-200

-400

-600

-800

0 -100

-200

Рис. 1. Пример многозабойной скважины с пятью горизонтальными боковыми стволами www.rogtecmagazine.com

C.A.T.oil AG: So far, we have not undertaken nonconventional oil and gas drilling projects. However, volumes of conventional drilling for our clients are increasing annually. Two thirds of the wells drilled by C.A.T.oil AG are horizontal. The capacity of our drilling rigs enables us to drill wells with vertical deviation of up to 2000 m. This gives us the opportunity to implement the majority of the projects offered by our clients. Last year we increased our capacity to 15 mobile drilling rigs. All the rigs have top drives with 200 tonne capacity. Most of the rigs operate in Orenburg Oblast but we also have projects

ROGTEC 17

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ C.A.T.oil AG: Наша компания пока не имела проектов по бурению на нетрадиционные запасы нефти и газа. Объемы традиционного горизонтального бурения по нашим заказчикам растут ежегодно. Две трети скважин, пробуренных C.A.T.oil AG, являются горизонтальными. Мощность наших буровых установок позволяет бурить скважины с отходами от вертикали до 2000 м. Это даёт возможность реализовывать большую часть проектов, предлагаемых нашими Заказчиками. В текущем году мы нарастили мощности до 15 мобильных буровых установок. Все установки грузоподъёмностью 200 тонн с верхними силовыми приводами. Большинство установок работают в Оренбургской области. Есть проекты и в Западной Сибири. Мы занимаем удобный для нас сегмент рынка и оказываем Заказчикам качественные сервисные услуги. ООО «Таргин»: В регионах нашего присутствия, как и в основном в России, месторождения большей частью традиционные. Потребность в бурении скважин с большими смещениями забоев со временем будет только увеличиваться, что экономически целесообразно в регионах с развитым земледелием и районах, где строить кустовые площадки проблематично из-за природноклиматических условий. При этом ожидается увеличение спроса на строительство скважин с горизонтальными окончаниями, так как это передовой способ добиться хороших дебитов и повысить извлекаемость запасов. Хотя вопрос увеличения протяжённости горизонтальных окончаний, на мой взгляд, достаточно спорный, особенно на старых месторождениях. Сегодня практически все эксплуатационные и ЗБС скважины, строящиеся силами ООО «Таргин Бурение», как в Башкирии, так и в Западной Сибири наклонно-направленные, 30% (в Республике Башкортостан – 90%) - с горизонтальными окончаниями. Бурение производится на условиях раздельного сервиса. «Буровая Компания ПНГ»: На мой взгляд, поставленный вопрос логично разбить на несколько подвопросов. Горизонтальное бурение и скважины с большим отходом от вертикали – это методика разработки месторождения и управления резервуаром, частично затрагивающая экономические аспекты капитальных вложений в разработку коммерческих запасов углеводородов. Санкции же стоят в ином ряду явлений, я бы сказал, в политическом ряду. Они не могут повлиять на решения геолога-разработчика месторождения. То есть, если для управления резервуаром и обеспечения дренирования залежи разработчику

18 ROGTEC

in Western Siberia. We occupy the segment of the market which is convenient for us and provide quality services to our clients.

LLP Targin: The fields in the regions where we operate, as generally in Russia, are conventional. The need to drill extended-reach wells will only grow with time. It is economically feasible in the regions with developed infrastructure as well as in the regions where construction of well pads is an issue due to environmental conditions.

This being said, demand for wells with horizontal completions is expected to grow, as it is an advanced way to achieve high production rates and increased recoverability of reserves. However, in my opinion, increasing the length of horizontal completions, particularly in old fields, is rather a controversial issue.

Currently, most of the production and side-tracked wells constructed by LLP Targin Bureniye (Targin Drilling) both in Bashkorstan and Western Siberia are directional, 30% of them (and in the Republic of Bashkorstan - 90%) are horizontal completions. Drilling is performed on the basis of sharing services by different contractors.

PNG Drilling Company: It appears logical to divide this question into serveral sub-questions. Horizontal and extended reach wells drilling are methods of field development and reservoir management which in part touch economic aspects of capital investments in developing comercial hydrocarbon reserves. However, the sanctions belong, I would say, to a different set of phenomena, political ones, in my opinion. These phenomena could not affect decisions of a geologist developing a field. In other words, if an operator needs horizontal or extended reach wells to manage a reservoir and produce from it, for a development geologist, the existence of sanctions is not particularly important. An operator would require these particular wells. However, the availability of such services is a different issue. Fortunately for the local industry such technologies and services are available even in the presence of sanctions, including technologies and services provided by the national oil service and drilling companies, including PNG Drilling Company.

ERIELL Group: The demand for horizontal drilling is constantly increasing due to the fact that the subsoil users have realized a simple rule – “the longer a horizontal section is, the cheaper the well construction costs are due to the reduced number of wells needed, as well as the the increased volume of production of the well, owing to the length of the increased reservoir contact area”.

2. Rig upgrades and availability has always been a regional hot topic. Does Russia have the rig size and www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE бурение

роторная управляемая система Geo-Pilot

®

для

бурения скважин с высокой интенсивностью набора

роторная управляемая система

Geo-Pilot® DiriGo

Воспользуйтесь всеми преимуществами роторной управляемой системы Geo-Pilot® Dirigo. Данная система обеспечивает настолько высокую интенсивность набора, которая ранее была доступна только традиционным забойным двигателям. ► Пространственная интенсивность до 10º/30 м в скважинах большого диаметра и до 15º/30 м в скважинах меньшего диаметра ► Сокращение времени бурения — бурение вертикального ствола, интервала искривления и горизонтального ствола одной КНБК в один рейс, без интервалов слайдирования и без необходимости проведения дополнительных СПО ► Начало набора угла на большей глубине и более раннее вскрытие коллектора с увеличением зоны контакта с продуктивным пластом ► Возможность уменьшить угол отклонения от вертикали при бурении скважин с большим отходом, снижение скручивающих и осевых нагрузок на колонну и, как результат, более быстрые и плавные СПО Узнайте больше о технологиях бурения на halliburton.ru/services/drilling

Solving challenges.™ © 2015 Halliburton. Все права защищены

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ (недропользователю) требуются горизонтальные скважины и/или скважины с большим отходом от вертикали, то для геолога-разработчика непринципиально, есть ли санкции или их нет. Оператору нужны именно такие скважины. Доступность такого сервиса – это уже другой вопрос. К счастью, для отечественной промышленности такие технологии и сервис доступен даже в условиях санкций , в том числе - от отечественных нефтесервисных и буровых компаний, в том числе – от Буровой Компании ПНГ. Группа ERIELL: Потребность в горизонтальном бурении, постоянно растет, ввиду осознания недропользователем простого правила – «чем больше протяженность горизонтального участка, тем дешевле обходится строительство скважин за счёт сокращения их количества и увеличения объёма добычи за счёт длинны вскрытого участка коллектора».

2. Модернизация и наличие буровых установок всегда были сложными вопросами в регионе. Имеются ли у России установки такого размера и мощности, которые удовлетворяли бы требованиям региональных проектов бурения горизонтальных скважин? Какие имеются альтернативы? «Халлибуртон»: Не секрет, что в России в настоящее время остро стоит проблема с качеством парка буровых установок. Те, что имеются в наличии, зачастую не соответствуют требованиям, предъявляемым при бурении горизонтальных скважин со сложными профилями, которые в настоящее время востребованы заказчиками. В основном это касается оснащения буровых установок более современными системами верхнего привода, трехцилиндровыми буровыми насосами и роторами с регулируемой скоростью. По мере увеличения сложности профиля скважины возрастают и нагрузки на бурильную колонну на забое. Во многих случаях на рынке пока нет бурильных колонн, технические характеристики которых (размер или компоновка) позволили бы обеспечить эффективное бурение. Для оценки конструкции скважины и требований заказчика подразделение Sperry Drilling внедрило первоначальный процесс разработки услуги (DOS). На стадии планирования проводятся все необходимые расчеты, после чего заказчикам выдаются рекомендации по модернизации или замене отдельных элементов буровой установки, подбору бурового инструмента, оптимизации профилей скважин и сеток разработки месторождения. Кроме того, Sperry Drilling может предложить решения по

20 ROGTEC

horsepower to satisfy regional horizontal projects?

What alternatives are there?

Halliburton: It is well known that Russia faces a major challenge because of the poor quality of the country’s rig fleet. In many cases, the existing rigs do not meet the requirements to drill horizontal wells with the complex profiles that customers now require. Most of the problems focus on the rig auxiliary equipment and the inability to add more advanced top drives, triplex mud pumps, and variable speed rotary tables that are required. The stresses applied to the drillstring downhole also increase with the complexity of the wellbore. In many cases, either the size or grade of the drillstring, required to drill efficiently, is not yet available.

The Design of Service of service (DOS) is the initial process Sperry Drilling uses to assess the well design and customer requirements. All required calculations are performed during the planning stage, and recommendations are forwarded to the customers.

These can include modernization or replacement of certain rig elements, selection of the drillstring, and optimization of the well profile and wellbore placement. Moreover, Sperry Drilling can propose solutions to drill complex ERD or horizontal wells by factoring in the capability of the rig.

An example of such a solution is the Geo-Pilot® rotary steerable systems (RSS) with a GXT power section, which allows rotating with lower top-drive RPM’s when drilling horizontal ERD wells.

LLP Targin: It is, indeed, a serious issue. It has arisen because, traditionally, rigs were manufactured in Yekaterinburg (Uralmash) and Volgograd (VZBT, Volgograd Drilling Equipment Plant). “Perestrojka” affected this industry, as well. The situation is particularly difficult in the heavy drilling rig manufacturing sector. There was a significant drop in manufacturing while the rigs which are available in the market are worn out and obsolete, with their end of service life of 25 years from their date of manufacture, which is now approaching. The way out of this situation is through partial refurbishment, involving the change of derrick and draw-works modules and skidding systems.

This also generally results in a capacity increase of up to 250 – 270 tonnes. The above does not provide a solution to the problem of comprehensive renewal of the rig fleet.

However, it would allow the equipment service life to be extended and meet the requirements of the projects for the construction of extended reach wells, as a result of the increased rig performance and size.

Apart from traditional manufacturers, such work is currently also performed by new enterprises: first of all,

by LLP Generatzia, as well as LLP ASK and LLP OuSPK (Urals-Siberian Industrial Company). The alternative is the www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 21

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ бурению сложных скважин с большими отходами от вертикали или горизонтальных скважин с учетом технических характеристик буровой установки. Одним из таких примеров являются роторные управляемые системы (РУС) семейства Geo-Pilot® с силовой секцией GXT, которые позволяют значительно снизить обороты верхнего привода при бурении горизонтальных скважин с большим отходом. ООО «Таргин»: Вопрос действительно серьёзный. И обусловлен он тем, что традиционно изготовление буровых установок было локализовано в Екатеринбурге («Уралмаш») и Волгограде («ВЗБТ»). Перестройка коснулась и этой отрасли. Особенно сложное положение в сегменте буровых станков тяжёлого класса. Производство их упало кратно, а имеющиеся на рынке – морально и физически устарели, имея срок эксплуатации близкий к 25 годам с начала выпуска. Выходом из ситуации является проведение частичной модернизации, связанной с заменой ВЛБ и рельсовых оснований. При этом, как правило, производится и увеличение грузоподъёмности до 250 – 270 тонн. Это не решает проблемы обновления парка кардинально, но позволяет продлить срок службы оборудования и обеспечить требования проектов на строительство скважин с увеличенной глубиной бурения (как результат увеличения отходов и бурения горизонтальных окончаний). Эти работы, кроме традиционных производителей, выполняют также и новые производства: в первую очередь – ООО «Генерация», а также ООО «АСК» и ООО «УСПК». Альтернативой является приобретение импортных буровых станков, где первое место принадлежит китайским производителям, держащим низкую ценовую планку относительно конкурентов при приемлемом качестве. «Буровая Компания ПНГ»: В последнее время в России имеет место рост инвестиций в нефтегазовое и буровое машиностроение. Надеемся, эта тенденция будет продолжаться и расти. В настоящее время в России производятся буровые установки всех основных типов по критерию грузоподъемности. Таким образом, в России буровые установки всех типов и размеров, в целом, доступны для бурения горизонтальных скважин или скважин с большим отходом от вертикали. Вопрос, на мой взгляд, скорее в выборе бурового подрядчика по критериям цена и качество. Группа ERIELL: Возможности российских предприятий позволяют проектировать и производить

22 ROGTEC

the acquisition of imported drilling rigs, primarily produced

by Chinese manufacturers, who maintain low price levels, compared with their competitors, and offer acceptable quality.

PNG Drilling Company: Recently, investments in oil, gas and drilling machinery manufactured in Russia have been on the increase. We hope that this tendency will continue and grow. Currently, Russia produces drilling rigs of all types and capacities. Thus, in general, drilling rigs of all types and capacities are available in Russia for drilling horizontal and extended reach wells. In my opinion, the issue is selection of a drilling contractor based on price and quality criteria.

ERIELL Group: The capabilities of Russian rig manufactures allows for the design and manufacture of all types of drilling rigs which satisfies the full demands of the regional drilling projects. However, when the subsoil user sets a task to drill deeper wells, the situation will change and Russian drilling companies will turn to foreign manufacturers.

3. From a downhole perspective what are the common challenges faced, in the regions, when drilling horizontal or extended reach wells?

Halliburton: Because of the complexity of horizontal well profiles, one of the problems the industry experiences is transferring weight to the bit while drilling when using a positive displacement motor (PDM). For horizontal ERD wells, “stick slip” becomes an issue, causing an inability to direct the well bore, which prevents further drilling.

In this case, RSS’s are often the best solution. They deliver constant rotation and improved hole quality, which contributes to improved hole cleaning, allowing cuttings to be effectively transported to surface while drilling.

Another issue customers experience when drilling horizontal wells is thin pay zones (in some cases, 0.5 to 1 m) (Fig. 2).

The solution for this is to integrate logging-while-drilling (LWD) tools into the bottomhole assembly (BHA)—resistivity, density, thermal porosity, acoustic measurements, bed bounding— and deploy real-time geosteering services, of which Sperry Drilling is a leader in the industry. If wellbore stability is also an issue, then geomechanics services can be integrated.

These solutions help keep the drillstring in the pay zone, correct the well path in real-time, and evaluate reservoir and geomechanical properties.

LLP Targin: The biggest problems that we face are loss of circulation, ensuring the stability of the wellbore and ensuring incident free drilling on reservoirs with low pressures. The second issue is a lack of design solutions that ensure good well construction. The second issue is the insufficient development of the www.rogtecmagazine.com

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ -75 0

18 5/8º Conductor

75 150 225 300 375 450

13 3/8º Surface

525 600 675 750 825 900

9 5/8º Production

H Plan V2 Grid

975 11

1050 0

75

150

225

300

375

450

525

600

675

750

825

7º Liner

12 900

975

1050

1125 1200 1275 1350 1425 1500 1575

1650 1725 1800

Рис. 2. Пример горизонтальной скважины с большим отходом при малой фактической глубине по вертикали Fig 2. Example of horizontal ERD well on shallow true vertical depth (TVD). буровые установки всех типов, что в полной мере позволяет удовлетворять потребности региональных проектов бурения. Однако с постановкой недропользователем задачи бурить более глубокие скважины ситуация изменится и российские буровые компании обратятся к импортному производителю.

3. В плане внутрискважинных работ, с какими проблемами вы сталкиваетесь чаще всего в регионах при бурении горизонтальных скважин или скважин с большим отходом от вертикали? «Халлибуртон»: Из-за сложности профилей горизонтальных скважин отрасли все чаще приходится сталкиваться с проблемой недохождения нагрузки до долота при бурении с ВЗД. Для горизонтальных скважин с большим отходом проблемой становится неравномерное вращение КНБК, что приводит к неуправляемости КНБК, в результате чего бурение продолжать нельзя. В этом случае наиболее оптимальным решением является применение роторно-управляемых систем. Благодаря применению РУС бурение производится с постоянным вращением; кроме того, улучшается состояние ствола скважины и вынос выбуренной породы на поверхность в процессе бурения.

24 ROGTEC

design solutions which would ensure a good standard of deviation in the wells construction. This is caused both by insufficent experience in designing similar operations and the wish to reduce construction costs to a minimum.

PNG Drilling Company: The companies I represent – PNG Drilling Company and PNG Service Company – are well drilling and cementing contractors respectively.

MWD is an additional service provided by an external contractor. As a Client (main contractor on some turnkey well construction projects) we, unfortunately, sometimes have to bear geological, engineering and technical risks associated with wells, which in theory, should be a subsoil user’s risk. In this respect the problems could be numerous: reliability of MWD systems and downhole drilling motors, risks of well integrity loss in horizontal sections during a catastrophic loss of circulation and kicks. It is particularly a problem when the latter were not included in the design, in advance, and there is no equipment or materials on a drilling site for managing such complications. It is virtually imposible to describe all potential difficulties. One should prepare meticulously before constructing any well and particularly horizontal and extended reach wells – one should optimize well drilling by using relevant software, identify all posible risks www.rogtecmagazine.com

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ Еще одна проблема, с которой приходится сталкиваться заказчикам во время бурения горизонтальных скважин, — малая мощность продуктивных пластов (в ряде случаев от 0,5 до 1 м) (рис. 2). Решением этой проблемы является включение в КНБК приборов каротажа в процессе бурения (УЭС, ГГКп, ННКТ, АКШ, картирование границ пласта) совместно с применением сервиса геологического сопровождения (геонавигации) в реальном времени. И здесь лидирующие позиции принадлежат Sperry Drilling. В случае проблем с устойчивостью стенок скважин возможно также включение и сервиса по геомеханике. Эти решения позволяют оставаться в продуктивной зоне, в реальном времени корректировать траекторию, оценивать ФЕС и геомеханические свойства. ООО «Таргин»: Наибольшей проблемой является ликвидация осложнений, в основном поглощений вплоть до катастрофических и обеспечения устойчивости стенок скважин, а также решение вопроса безаварийной проводки в продуктивных пластах с посаженными давлениями (дифференциальные прихваты). Второй вопрос – недостаточная проработка проектных решений, обеспечивающих качественное выполнение строительства скважин с высокими зенитными углами. И причиной этого является как недостаточный опыт проектирования подобных работ, так и желание по максимуму удешевить стоимость строительства. «Буровая Компания ПНГ»: Буровая Компания ПНГ и Сервисная Компания ПНГ, которые я представляю, являются подрядчиками по бурению и цементированию скважин, соответственно. Сервис по телеметрии – это внешний дополнительный сервис. Как заказчик (генеральный подрядчик при строительстве отдельных скважин «под ключ»), мы, к сожалению, вынуждены порой нести геологический и инженерно-технический риск по скважинам, который, по идее, является риском недропользователя. В этой связи проблем может быть много: надежность телесистемы, надежность ВЗД, риски потери целостности скважины в горизонтальных участках во время катастрофических поглощений и проявлений, особенно, если последние не были заранее заложены в проекты и на буровой площадке отсутствуют материалы для борьбы с такими осложнениями, да всех трудностей не описать. К любой скважине, особенно горизонтальной или с большим отходом от вертикали, необходимо серьезно готовиться, отрабатывать ее проводку с помощью программных комплексов, выявлять все возможные риски и осложнения, оценивать бюджет преодоления осложнений и т.д. Не всегда, к сожалению, заказчикнедропользователь имеет необходимый бюджет

26 ROGTEC

and complications, estimate the budget for managing complications, etc. Unfortunatley, a client /subsoil user does not always have the required budget and the time necessary to perform detailed preparation for well construction.

ERIELL Group: Some of the problems include disastrous lost circulation, high torques of the drilling string and fluid kicks.

4. Russia has significant brownfield reserves. Has there been an increase in sidetrack drilling within these fields? If so, what have been the results?

Halliburton: Sidetracking is an important process to help extend the life of mature fields. Brownfields can bypass pay (not identified when originally drilled) or known pay zones at different depths that were not the main target at the time the wells were drilled.

Also, operators can sidetrack from an existing wellbore and add a lateral well for more reservoir exposure.

Drilling a sidetrack can reduce costs associated with the top side (TS) construction of wellheads and pipelines and “subsurface” casing construction, as these are already in place. Sperry Drilling has extensive experience in drilling sidetracks of different diameters and lengths (over 1200m) (Fig. 3). Drilling these wells addresses most customer issues.

More complex wells require an individual approach and a wide range of specialists, such as optimization engineers (ADT® drilling optimization service), who are responsible for monitoring and optimization processes in real-time.

LLP Targin: In Russia the majority of fields are probably near-depleted. Side-tracking is a good solution which allows drilling of in-fill wells, including the core samples, when re-interpreting the fields data. Moreover, the cost of side-tracking is generally one third, or half that of a new well a half of that of new well construction. It is also possible to use the existing surface facilities and with sufficient scrutiny of previously exploited deposits, success rates can reach 50%. It is hardly surprising that the demand for side-tracking increases annually, but also so does the complexity of the challenges to be achieved.

If, previously, it was necessary to perform a simple redrilling of a well, drilling a new hole with a new reservoir penetration point, currently the objective is to drill a new hole with horizontal completion which is often used for for multi stage hydro-fracking. Based on our practical experience, side-tracking with horizontal completion in the Republic of Bashkorstan resulted in an increase in the production rates.

PNG Drilling Company: Yes, side-tracking in Russia is on the rise, as can be seen from the tender statistics. www.rogtecmagazine.com

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ и время для серьезной подготовки строительства скважин. Группа ERIELL: С катастрофическими поглощениями, высокими моментами при вращении бурильной колонны, проявлениями флюида.

4. В России имеются значительные запасы на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Наблюдается ли рост бурения с зарезкой бокового ствола на таких месторождениях? Если да, то каковы результаты бурения?

ERIELL Group: With the low oil price and the resulting reduction in the production well construction programs, by the subsoil users, led to a dramatic increase in the demand for sidetracking due to its low cost as compared to production drilling.

530mm Conductor CSG 0 426mm Surface CSG

300

600 900 324mm Intermediate CSG

1200 1500 1800 2100

600 300

2400 245mm Production CSG

2700

0 -300

3000

3300

2700

2400

2100

1800

1500

1200

900

600

-600

300

3300

0

Кроме того, возможна зарезка боковых стволов из существующего ствола, а также бурение горизонтального бокового ствола для большего вскрытия коллектора.

3000

«Халлибуртон»: Бурение боковых стволов играет важную роль в увеличении сроков эксплуатации месторождений, находящихся на поздней стадии разработки. При разработке зрелых месторождений могут остаться неохваченными продуктивные зоны (которые не были выявлены при первоначальном бурении) или выявленные продуктивные зоны на различных глубинах, которые на момент бурения скважин не были основной целью разработки.

This could be seen from tender statistics. As a drilling contractor we do not receive any geological data from the operators regarding efficiency of individual side-tracks due to confidentiality of geological data. As far as I can judge, there is an economic effect which is considerably higher than that of drilling a new well.

Бурение бокового ствола Рис. 3. Пример скважины с общей протяженностью бокового позволяет сократить расходы на ствола более 1 200 м обустройство устьев скважин, Fig 3. Example of well with total length of sidetrack higher than 1200 m. строительство трубопроводов и крепление обсадными трубами 5. What specific problems often occur within «приповерхностного» интервала, поскольку все это brownfield sidetracking operations in Russia? How уже сделано. У подразделения Sperry Drilling накоплен can these be overcome and solved before they rise? значительный опыт бурения боковых стволов различного диаметра и протяженности (более 1 200 Halliburton: A major challenge with sidetracking is the м) (рис. 3). Бурение подобных скважин позволяет complex well profile designs with high doglegs of both решить большинство задач, которые стоят перед build and turn. Unfortunately, not all Russian oilfield service заказчиками. Более сложные скважины требуют companies have the required expertise and technology. индивидуального подхода и привлечения широкого In many cases, customers require corrective actions to круга специалистов, в частности инженеров сервиса resolve issues originating from the initial attempt, which по оптимизации бурения ADT®, задачей которых является контроль и оптимизация бурения в реальном affects viability and costs. времени.

ООО «Таргин»: В России, пожалуй, большая часть месторождений находится именно на поздней стадии разработки. И ЗБС хорошее решение, позволяющее

28 ROGTEC

Safety is a primary concern, and a key objective is to help ensure safe drilling and minimize collision risks. To achieve this, advanced measurement-while-drilling (MWD) systems are used with high measurement accuracy and dedicated www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE обеспечить уплотнение сетки разбуривания и вовлечь в работу «целики», обнаруженные в процессе переинтерпретации данных о месторождении. К тому же и стоимость работ по ЗБС составляет, как правило, от одной трети до половины стоимости строительства новой скважины, имеется возможность использования ранее построенной наземной инфраструктуры, а благодаря достаточной изученности эксплуатируемого месторождения, успешность доходит до 50%. Неудивительно, что спрос на ЗБС повышается ежегодно. Впрочем, как и сложность ставящихся задач. Если ранее необходимо было обеспечить элементарное перебуривание скважины новым стволом с новыми координатами точки входа в продуктивный пласт, то сейчас ставится цель пробурить новый ствол с горизонтальным окончанием, обсаженным для производства ГРП, зачастую многостадийного. По практике, в Республике Башкортостан при бурении ЗБС с горизонтальным окончанием получаем хорошие дебиты. «Буровая Компания ПНГ»: Да, бурение боковых стволов растет в России в геометрической прогрессии. Это видно по статистике проводимых тендеров. Мы, как буровой подрядчик, не имеем геологических данных от операторов о результативности того или иного бокового ствола по соображениям конфиденциальности геологических данных. Насколько я могу судить, экономический эффект имеется, и он существенно выше, чем от бурения новой скважины. Группа ERIELL: В условиях низких биржевых цен на энергоносители и связанного с ними сокращения недропользователем программы по строительству эксплуатационных скважин, резко возросла потребность в ЗБС, ввиду низкой стоимости по сравнению с эксплуатационным бурением.

5. Какие специфические проблемы часто возникают при выполнении работ по зарезке бокового ствола на российских месторождениях поздней стадии разработки? Как они преодолеваются и решаются до их возникновения? «Халлибуртон»: Основные сложности, с которыми приходится сталкиваться во время зарезки боковых стволов, — это конструкции скважин со сложными профилями и большими пространственными интенсивностями (набор кривизны и изменение направления ствола). К сожалению, не все российские сервисные компании обладают соответствующим опытом и технологиями. Зачастую у заказчиков возникает необходимость в решении проблем, вызванных неудачными первоначальными попытками, что влияет на рентабельность и затраты. www.rogtecmagazine.com

survey management software to quantify and correct for any external magnetic effects.

C.A.T.oil AG: The group of companies, C.A.T. oil AG, provides a wide range of oilfield services (side-tracking, well drilling, hydro-fracking as well as well workover, isolation and cementing). Our experience of working on various assignments shows that side-tracking is both the most technologically advanced and hazardous operation in oilfield services.

Side-tracking in a field which is being actively developed and is inevitably associated with serious difficulties.

There is a high probability of technogenic effects caused by the drilling targets as the result of active formation development in the areas where sidetracking is performed in old stock wells (formation pressure maintenance, production, intense wellbore intervention, etc.). This leads to the highest degree of uncertainty in relation to the information on combined pressure curves which creates such complications as collapse, gas, oil and water kicks, differential sticking, etc. Side-tracking with horizontal completion in near-depleted fields under production is associated with high accident risk during the operations.

Currently KATOBNEFT, a subsidiary of C.A.T. oil AG divisions confidently performs side-tracking in the wells of various clients in Shirotnoye Priobye (Latitude Priob), Western Siberia Oil Basin. More than 1000 wells have been drilled. The efficient performance of the Geological, Design and Technology Departments combined with highly technically, and technologically, equipped drilling teams enable us to perform work in abnormal operating conditions when drilling lateral holes with horizontal sections in near-depleted fields.

LLP Targin: The most serious risks are associated with discrepancies between the design and the actual well data, both in respect of trajectory, physical casing condition and presence of annulus equipment. This means that before commencing actual side-tracking it is very important to perform comprehensive preparatory work: construction of an updated profile using a gyroscopic inclinometer and quality control of casing and technical condition of the production string. After this, dangers will be lurking during the actual side-tracking. These are generally due to low bottomhole pressure and technical issues of operating within a limited diameter which do not allow for the use of the majority of technical devices which ensure drilling safety.

Thus, in order to resolve side-tracking challenges successfully it is necessary to consider sidetracking safety issues. This should be done at the stage when the technical condition of the current well hole is assessed, the drilling programme is approved and issues of incident-

ROGTEC 29

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ В этом случае приоритетом всегда является безопасность, а одной из главных задач — безопасная проводка скважины и снижение рисков пересечения с ранее пробуренными скважинами. Для решения этой задачи используется современная телеметрия с малыми погрешностями измерений, а также специальное программное обеспечение, которое позволяет выполнять замеры и корректировать их с учетом влияния внешних магнитных эффектов.

C.A.T.oil AG: Группа компаний CAToil AG оказывает широкий спектр нефтесервисных услуг (ЗБС, БС, ГРП, РИиТР). Наш опыт работы в разных направлениях показывает очевидную закономерность того, что зарезка боковых стволов (ЗБС) является самым высокотехнологичным и вместе с тем аварийно опасным направлением нефтесервисных услуг. Строительство боковых горизонтальных стволов в условиях интенсивно разрабатываемых месторождений неизбежно сопряжено с большими сложностями. Высокая техногенность объектов бурения, как следствие интенсивной разработки пластов в регионах бурения боковых стволов из старого фонда скважин (ППД, отборы, высокая динамика выполнения различных геологотехнических мероприятий и т.д.), определяет высочайшую степень неопределенности информации в графиках совмещенных давлений, что приводит к таким видам осложнений, как осыпи, ГНВП, дифференциальные прихваты и прочее. Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием в условиях интенсивно разрабатываемых месторождений на поздней стадии эксплуатации сопряжено с высокой аварийностью работ. На сегодняшний день компания «КАТОБЬНЕФТЬ», являясь одним из подразделений CAToil AG, уверенно выполняет работы по строительству боковых стволов силами 26-ти буровых бригад на фонде скважин разных Заказчиков в Широтном Приобье Западно-Сибирского нефтяного бассейна. Пробурено более 1000 скважин. Эффективная работа геологической, проектной и технологической служб, наряду с высокой технологической и технической оснащенностью буровых бригад, позволяет успешно выполнять работы в осложненных условиях при строительстве боковых стволов с горизонтальными участками на месторождениях поздней стадии разработки. ООО «Таргин»: Наибольшие опасности связаны с несоответствием фактических данных по скважине с проектными, как в части траектории, так и в части физического состояния обсадной колонны и

30 ROGTEC

free completion have been resolved, including casing running and cementing, where necessary.

PNG Drilling Company: I believe many will agree with me that the most essential things in any drilling operation, including side-tracking, the reliability of equipment, the profesional competence of the engineers and operating personnel, and the use of trusted external service contractors. We do not have any statistics which would compare complications when side-tracking in old and new wells. Undoubtedly, in the old wells one should take into account the additional ssociated risks with the casing condition, after 15-20 years of service, well design, the diameters of the intermediate casings through which side-tracking windows are cut, etc. These risks should be reduced to a minimum by detailed preliminary development of the side-track design.

ERIELL Group: The main problem is the alternation of low- and normal-pressure formations which, in its turn, leads to the risks of lost circulation and fluid kicks.

Complications are usually prevented by the correct selection ofdrilling muds to isolate such zones and by the control of drilling fluid density.

6. Operators are working hard to reduce their CAPEX spending. How can an operator minimize their conventional horizontal drilling and sidetracking costs?

Halliburton: Presently, many operators realize that lower drilling costs can be achieved not only through reducing costs at every stage but also by applying more expensive and efficient technology. For example, LWD services can eliminate the need for wireline logging, and RSS, such as Geo-Pilot systems, can improve the rate of penetration (ROP) and reduce the number of wiper trips required.

Drilling optimization services control downhole shocks and vibrations, which results in reduced non-productive time (NPT). Geosteering services help deliver precise wellbore placement, thus placing the wellbore in the sweet spot of the desired reservoir and thereby helping to maximize production and recovery rates.

Multilateral wells can also reduce capital expenditures (CAPEX) because they allow for more horizontal sidetracks to be drilled from the same wellhead/pad, which results in a larger drainage area and higher oil production rate.

C.A.T.oil AG: Talking of reducing drilling costs, there are two approaches. The first approach - changing drilling costs by reducing the cost of services provided by contractors, as well as the material suppliers’ costs. The second way, which, in my opinion, is the most appropriate one, is to improve the well construction time, both while side-tracking and drilling. The main cost component is the www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE наличия заколонной оснастки. А это значит, что перед тем как приступить непосредственно к ЗБС, крайне важно выполнить комплекс подготовительных работ: построение уточнённого профиля с использованием гироскопического инклинометра, контроль качества крепления и технического состояния эксплуатационной колонны. После этого опасности будут подстерегать уже при непосредственной проводке бокового ствола, что, как правило, связано с наличием посаженного забойного давления и технических вопросов, обусловленных выполнением работ в ограниченном диаметре, не позволяющем использовать большую часть технических устройств, обеспечивающих безопасность бурения. Таким образом, для успешного решения задач ЗБС необходима проработка вопросов безопасности их выполнения на стадии оценки технического состояния ствола имеющейся скважины, согласования программы проводки и решения вопросов безаварийного выполнения завершающих работ, включая спуск и качественное крепление обсадной колонны там, где это необходимо. «Буровая Компания ПНГ»: Думаю со мной согласятся, что главное при любом бурении, включая бурение вторых стволов, – надежность оборудования, профессионализм инженеров и линейного персонала, проверенные в работе внешние сервисные подрядчики. Мы не имеем статистики сопоставления осложнений при бурении вторых стволов на старых и новых скважинах. Безусловно, в старых скважинах следует принимать в расчет дополнительный риск состояния обсадной колонны через 15-20 лет ее эксплуатации, конструкцию скважин и диаметры промежуточных колонн, в которых нужно зарезать окно для бурения второго ствола и др.. Эти риски должны быть минимизированы посредством тщательной предварительной подготовки проекта проводки второго ствола. Группа ERIELL: Основной проблемой является чередование пластов с пониженным и нормальным для месторождения пластовым давлением, что в свою очередь вызывает риски поглощения промывочной жидкости и проявления флюида. Как правило предупреждением осложнений является подбор www.rogtecmagazine.com

drilling rig rental and costs for the services required during drilling. We are aware of examples when a client aimed his efforts at attracting high-standard contractors, who were not at all cheap, and established effective engineering services. As a result, he significantly reduced well construction time. If we are talking about the necessary measures during a crisis and low oil prices, these measures should be more radical. For example, it is necessary, as far as posible, to give up all geophysical and other investigations, simplify geo-navigation to the maximum and reduce drilling of pilot holes in horizontal wells.

LLP Targin: It’s very simple: it is necessary to critically review the well construction experience and to use all the available geological data including core samples and the current formation pressure data to design a well pattern.

As for the actual operations, one should use up-to-date equipment and technological solutions which would allow for the reduction of well construction time and ensure that the wells are brought into production on time.

ROGTEC 31

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ разнофракционного кольматанта для изоляции таких зон и регулирование плотности промывочной жидкости...

PNG Drilling Company: As they say, “this is a good question”. I am deeply convinced that the key to reducing costs should be efficiency. This means that at any stage of well construction design and planning 6. Компании-операторы стараются снизить one should give the utmost consideration is given объем капитальных затрат. Как может компанияto the specific project, equipment to be used, special оператор свести к минимуму свои затраты на additional services which could result in increased total бурение горизонтальных скважин и зарезку daily drilling rates. Eventually, all this should enable shorter бокового ствола? well construction time. The saving will be reflected in the absolute price of the well and not in the low daily «Халлибуртон»: Сейчас многие компанииdrilling rate which is often viewed out of context, i.e. операторы приходят к пониманию того, что снижение without taking account of the services, total well стоимости бурения может достигаться не только construction time and its final cost. Unfortunately, it за счет уменьшения затрат does not always happen in 2015 Halliburton, все права защищены по каждому этапу, но и, a free market. The tenders 2015 Halliburton Rights Reserved наоборот, за счет более are held mainly by comparing дорогих и эффективных daily drilling rates of drilling технологий. Так, например, contractors, disregarding бурение с приборами advantages of drilling rigs of a каротажа позволяет contractor who, at first glance, отказаться от каротажа на is more expensive, and the кабеле, использование РУС (в contractor’s potential to reduce частности, систем Geo-Pilot) the well construction period and позволяет увеличить скорость produce additional oil. бурения и снизить количество шаблонировок. Сервис ERIELL Group: An operator по оптимизации бурения may hold a separate tender позволяет контролировать procedure for each type of забойные шоки и вибрации, service and engage the drilling что приводит к снижению contractors on a daily rate непроизводительного basis thus ensuring manual времени (НПВ). Сервис по control of the project. геонавигации позволяет эффективно провести 7. Optimal rates of скважину в наиболее penetrations, a high перспективной зоне wellbore quality, as well коллектора, тем самым as hitting the payzone are способствуя максимальному key requirements on all увеличению дебитов horizontal and sidetracking и коэффициентов operations. What are the нефтеотдачи. best practises an operator Многозабойные скважины can employ to ensure стали одним из решений снижения объема horizontal and sidetrack success? капитальных затрат, так как они позволяют с одного устья/куста пробурить несколько горизонтальных Halliburton: The Geo-Pilot RSS point-the-bit technology окончаний, что значительно увеличивает зону provides the proven speed and hole quality benefits дренирования продуктивного пласта и дебиты required. Equipped with ABG™ at-bit gamma and ABI™ скважины по нефти. at-bit inclination sensor modules, this system can be used to drill horizontal wells in the desired thin pay zone. The C.A.T.oil AG: Если говорить о снижении затрат Geo-Span® downlink communication system is another на бурение, то существуют два пути: первый - это solution for helping to reduce drilling days. This system влияние на себестоимость бурения путем снижения is capable of transmitting commands to BHA tools (RSS, стоимости сервисных услуг подрядчиков и цен MWD, LWD) while drilling at a constant ROP. Commands поставщиков материалов, второй и наиболее transmitted by the system allow for more precise well правильный с моей точки зрения – работа по placement and updating of real-time logging data in срокам строительства скважин как в ЗБС так и в response to varying geological data.

32 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE бурении. Основная составляющая затрат - это время аренды буровой установки и оплаты стоимости необходимых сервисов при бурении. Мы знаем примеры, когда Заказчик направлял свои усилия на привлечение качественных и совсем не дешевых подрядчиков, создавал у себя мощную инженерную службу и в результате значительно сокращал сроки строительства скважин. Если мы говорим о вынужденных мерах в период кризиса и низких цен на нефть, то тогда меры должны быть более радикальны. К примеру по мере возможности надо временно отказаться от всех дорогих геофизических и прочих исследований, максимально упрощать геонавигацию и сократить бурение «пилотных стволов» на горизонтальных скважинах. ООО «Таргин»: Здесь всё просто: необходимо критически осмыслить опыт строительства скважин на месторождении, при проектировании сетки разработки использовать весь имеющийся геологический материал, включая карты отборов и данные о текущих пластовых давлениях. А для выполнения работ привлекать современное оборудования и технологические решения, что позволит сократить сроки строительства и обеспечить своевременный ввод скважин в эксплуатацию. «Буровая Компания ПНГ»: Как говорится, «хороший вопрос». Я глубоко убеждён, что главным путем снижения затрат должна быть эффективность. Это означает, что на каждом этапе подготовки и планирования строительства скважин нужно максимально вдумчиво подходить к конкретному проекту, используемому оборудованию, специальным дополнительным сервисам, которые могут увеличить общую суточную ставку бурения, но, в конечном итоге, должны позволить построить скважину в более короткий срок. А экономия будет в абсолютной цене скважины, а не в низкой суточной ставке бурения, взятой вне контекста сервисов и общего срока строительства скважины и ее конечной стоимости. К сожалению, пока на свободном рынке так бывает не всегда. Тендеры проводят, главным образом, сопоставляя суточные ставки буровых подрядчиков, без учета преимуществ буровых установок более дорогого, на первый взгляд, подрядчика, без учета наличия у него возможности снизить цикл строительства скважин и получить для заказчика дополнительную нефть. Группа ERIELL: Проводить отдельную процедуру тендерования по каждому виду сервиса и привлекать буровых подрядчиков на условиях суточной ставки, тем самым добиваясь управления проектом в ручном режиме со своей стороны. www.rogtecmagazine.com

Selecting the proper bit and PDM combination is also an important aspect of horizontal drilling optimization because drilling conditions in different Russian regions can vary substantially. Experts from Sperry Drilling in collaboration with bit design teams select the best PDM in terms of RPM and output torque to identify bits for specific geologies. The GeoForce® enhanced performance mud motor, with its even-walled powered section, increases the ROP by 30 to 50% compared to conventional PDMs. C.A.T.oil AG: Talking about drilling, our clients perform most of their work on the basis that the services are shared by different contractors.. This enables a client to be in full control of well construction, to accumulate experience and applying the most advanced technologies.

Various geological environments in different operators’ fields require the use of relevant technologies. There are many of these technologies in the current market - drilling using rotary steerable systems, underbalance drilling, casing drilling and use of various drilling mud systems.

The main and important factor is the cost which should be justified. With the Rouble loosing its value and oil prices dropping the operators can not justify the use of expensive technologies.

LLP Targin: There is a host of options here. All of which depend on the objectives which have been set. I believe that, apart from selection of an optimum well trajectory, the most important thing is real-time drilling monitoring and performing the necessary trajectory adjustments taking into account the actual condition of the penetrated section.

PNG Drilling Company: To achieve drilling efficiency an operator should be aware of the technological capabilities and advantages of modern drilling rigs and should be able to use them in specific geological and technical conditions in his license area. An operator should employ advanced drilling rigs which, unfortunately, we do not have many of in the country. I am referring to modern mobile drilling rigs capable of producing controlled downward pressure on a drilling bit without changing the downhole assembly (pull down system); mobile drilling rigs capable of producing hydraulic pressure on the casing shoe when the casing is run in inclined horizontal sections of a well; drilling rigs which enable running-in casings with flushing and casing rotation using standard equipment at any stage of casing running without the need for additional operations to install subs, flushing packers, etc. Advanced modern technologies and services using continuous mud circulation without breaks for connections, using managed pressure drilling system, etc., are also effective.

ERIELL Group: Essentially, it is required to apply a combination of complex technologies which often include: • oil-base drilling fluids;

ROGTEC 33

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ 7. Оптимальные скорости проходки при бурении, высокое качество ствола скважины, а также вскрытие продуктивного пласта - таковы основные требования ко всем работам по бурению горизонтальных скважин и зарезке бокового ствола. Какие передовые методы может использовать компания-оператор для обеспечения результативности бурения горизонтальных скважин и зарезки бокового ствола? «Халлибуртон»: РУС Geo-Pilot с системой Pointthe-Bit позволяет бурить с высокими механическими скоростями и с поддержанием высокого качества ствола скважины. Наличие наддолотных модулей датчиков гамма-каротажа ABG™ и инклинометрии ABI™ позволяет бурить горизонтальные скважины в целевых продуктивных пластах малой мощности. Еще одним решением, позволяющим уменьшить сроки бурения, является система двусторонней нисходящей связи Geo-Span®. Данная система позволяет отправлять команды на приборы КНБК (РУС, телеметрия, датчики каротажа) во время бурения без снижения механической скорости проходки. Команды, переданные с помощью данной системы, позволяют точнее корректировать траекторию скважины и изменять набор данных ГИС в реальном времени при изменении геологических данных. Важным аспектом оптимизации бурения горизонтальных скважин является подбор пары долото + ВЗД, так как бурение в различных регионах России значительно отличается по своим условиям. Специалисты Sperry Drilling совместно с долотным подразделением подбирают оптимальный по оборотам и моменту на валу ВЗД и долота, соответствующие конкретным геологическим разрезам. Так, например, ВЗД с профилированным статором Geo-Force® с одинаковой толщиной стенок силовой секции позволяют добиться увеличения скорости проходки на 30–50 % по сравнению со стандартными ВЗД.

C.A.T.oil AG: Если говорить о бурении, то большинство работ Заказчики производят на условиях раздельного сервиса. Это позволяет Заказчику полностью управлять процессом строительства скважин, накапливать опыт и применять наиболее прогрессивные технологии. Неоднородность геологических условий у операторов требует привлечения соответствующих технологий. Сегодня их на рынке очень много – бурение с использованием РУС, бурение на депрессии, бурение на обсадных колоннах, многообразие систем буровых растворов. Основной и немаловажный фактор - это цена, которая должна быть оправдана. В условиях

34 ROGTEC

• rotary steerable systems together with logging while drilling; • measurement-while-drilling systems with a hydraulic channel; and other well-known technologies.

8. What are the common causes of NPT during horizontal and sidetracking operations? What is being done to minimize NPT on these projects?

Halliburton: The most common causes of NPT are rig downtime resulting from equipment failures and breakdowns. Another important reason is the so-called “hidden NPT,” which is often neglected. Hidden NPT includes non-optimal crew performance, inefficient use of equipment, and poor cement jobs, which do not provide a sufficiently strong kickoff point for the BHA. These are generally not considered NPT but can be eliminated to help improve efficiency. According to a survey conducted, hidden NPT can account for 20% of the total well construction time.

Also, to help minimize NPT, experts perform analysis and provide recommendations to customers. The focus is on controlling downhole shocks and vibrations so that the energy directed into the bit/BHA is used to drill new formations instead of being lost to harmful vibrations.

Geomechanics and geosteering services can help minimize NPT risks related to geological transitions. Bit/ BHA damage can also be caused by shock loading, which occurs as a result of poor surface equipment calibration of the rig equipment.

Sperry Drilling continually works to improve systems to handle current and new challenges in each area of rigsite operations.

C.A.T.oil AG: The most significant costs incurred by all contractors and operators due to NPT are the result of accidents and geological complications. Consequences of downhole incidents are loss of expensive equipment in a well and repeated drilling. Incident causes vary: a human error, equipment failure or difficult geological environment. Measures to prevent NPT start at a well design stage. It is essential to obtain information from the client required for design of downhole operations and perform an efficient risk assessment before commencing drilling or side-tracking. At this stage a combined engineering effort by the contractor and the client is important, and the rule “The client is always right” does not apply in this case. One more important issue is the shortage of qualified personnel in the labour market.

We could have a good project and high-end equipment, however, based on all drilling contractors’ experience, a proportion of accidents were due to a human error. This is a global problem and the contractors would not be able to www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 35

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ девальвации рубля и падения цен на нефть дорогие технологии не окупаются у операторов. ООО «Таргин»: Вариантов здесь масса. Всё зависит от поставленных задач. Основным, после проработки вопросов выбора оптимальной траектории, считают сопровождение в режиме реального времени процесса бурения и выполнение необходимых корректировок с траектории с учётом фактического состояния вскрываемого разреза. «Буровая Компания ПНГ»: Для обеспечения результативности бурения оператор должен владеть новыми технологическими возможностями и преимуществами современных буровых установок, уметь использовать их в конкретных геологотехнических условиях своей концессии. Оператор должен привлекать новейшие инновационные буровые установки, которых, к сожалению, не так много в нашей стране. Речь идет о современных мобильных буровых установках (МБУ) с возможностью регулируемого гидравлического давления вниз на долото без изменения КНБК (pull down system); МБУ с возможностью регулируемого гидравлического давления на башмак обсадной колонны вниз при спуске ОК в наклонно направленных, горизонтальных участках ствола скважины; буровых установках с возможностью спуска обсадных колонн с промывкой и вращением ОК штатным оборудованием в любой момент спуска ОК, без необходимости дополнительных операций с навинчиванием переводников, промывочных пакеров и т.д.. Также, полезными являются современные новые технологии и сервисы с использованием системы непрерывной циркуляции бурового раствора без перерывов на наращивание, с использованием системы бурения с управляемым давлением и др. Группа ERIELL: По существу, нужен комплекс технологий, в составе которых зачастую присутствуют: • промывочные жидкости на углеводородной основе; • роторно-управляемые системы совместно с каротажом во время бурения; • телесистемы с гидравлическим каналом; и другие известные технологии.

8. Каковы наиболее частые причины непроизводительных затрат времени (NPT) в ходе бурения горизонтальных скважин и зарезки бокового ствола? Что предпринимается для сведения к минимуму непроизводительных затрат времени на таких проектах? «Халлибуртон»: Наиболее частыми причинами НПВ являются простои буровой установки по

36 ROGTEC

resolve it by themselves. Government-led programmes are required but at the moment we are making our own effort to improve skills and expertise.

LLP Targin: When the project management is efficient and the effects of such factors as the actual condition of drilling equipment, tools and personnel qualifications are excluded, the main problems could only be those related to the discrepancy between the design data and the actual penetrated section. These problems result in stoppages associated with the need to re-evaluate the geological information, develop solutions for the profile change and, in the worst case scenario, re-drill the hole using a new trajectory.

Thus, we come back to the issue of carefully studying the design documentation for the construction of an additional (side-track) hole at the design stage.

PNG Drilling Company: In my opinion, NPT is mainly associated with drilling equipment failure, the second factor being engineering and geological complications in a wellhole, loss of circulation or kicks.

ERIELL Group: Complications and incidents in the course of well drilling can result from the incorrect information specified in the design documentation.

9. What tools or services are you running in Russia for horizontal and sidetracking projects? Do you tailor your solutions the different formations and rock types found across the regions?

Halliburton: The Sperry Drilling business unit employs the entire range of directional drilling equipment for horizontal drilling and sidetracking in Russia, including PDM, RSS, and LWD tools, along with ADT and geosteering services.

As mentioned, drilling environments in different parts of Russia can vary substantially; therefore, each project is unique in the current context. As such, for each case, it is essential to determine the best bit + PDM or bit + RSS combination, find the most-suitable LWD sensors, and draw on lessons learned from previous projects, including those involving experts in seismic analysis. For example, based on experience, PDMs with a fixed bend angle are used. PDMs that are sent to the rig are ready-to-use, which saves significant time during BHA makeup. As this type of PDM can be used in more aggressive drilling environments, the ROP increases considerably, reducing well construction time.

One example of successful adaptation and optimization of well construction performance is the SredneBotuobinskoye field (Fig. 4), where the drilling time was www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 37

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ причине поломок и выхода из строя оборудования. Немаловажной причиной также является так называемое «скрытое НПВ», которому часто не уделяют должного внимания. Скрытое НПВ — это неоптимальная работа бригад, неэффективное использование оборудования и низкое качество цементирования, которые не позволяют обеспечить необходимые условия для КНБК в точке начала набора кривизны. Как правило, все это не учитывается как непроизводительное время, но для повышения эффективности может быть устранено. Как показывает проведенный анализ, скрытое НПВ может достигать 20 % от общего времени строительства скважины. Для минимизации НПВ специалисты проводят технический анализ и выдают рекомендации заказчикам. Особое внимание уделяется контролю за забойными шоками и вибрациями с тем, чтобы энергия, передаваемая на долото/КНБК, использовалась для бурения новых пластов, а не терялась вследствие вредных вибраций. Сервисы по геомеханике и геонавигации позволяют свести к минимуму риски НПВ, связанные с изменением геологических условий. Кроме того, повреждение долота/КНБК может быть вызвано ударными нагрузками, возникающими вследствие некачественной калибровки наземного оборудования буровой установки. Подразделение Sperry Drilling постоянно работает над совершенствованием систем и решением существующих и новых задач на всех этапах операций на буровой площадке.

C.A.T.oil AG: Самое весомые затраты по причине непроизводительного времени у всех подрядчиков и компаний-операторов - это аварии и геологические осложнения. Последствия внутрискважинных инцидентов выражаются в потере дорогостоящего оборудования в скважине и повторном бурении. Причины разные: человеческий фактор, выходы из строя оборудования, несовместимые геологические условия. Работа по предотвращению НПВ начинается на этапе проектирования скважины. Очень важно получить от Заказчика всю необходимую информацию для проектирования работ в скважине и качественно оценить риски до начала бурения или ЗБС. На этом этапе важна совместная инженерная работа Подрядчика с Заказчиком. И правило «Заказчик всегда прав» здесь не работает. Есть еще важная проблема – дефицит квалифицированного персонала на рынке труда. Имеем хороший проект, есть высокотехнологичное оборудование, но по опыту всех буровых подрядчиков в части аварий присутствует человеческий фактор. Это глобальная

38 ROGTEC

reduced substantially.

C.A.T.oil AG: To perform drilling and side-tracking 100

50

0

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 2123 25 27 29 3133 35 37 39 4143 45 47 49 51 53 55

3,500 3,000 2,500 2,000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 252729 3133 35 3739 4143 45 47 49 5153 55

Fig 4. Example of project optimization. During project execution, more than 50 wells were drilled with an increasing total well length, and well construction time decreased by more than 15%. projects we use mobile drilling rigs. Thus, the technical design specifications for the rigs to operate in the Far North environment were developed jointly with National Oilwell Varco. The rigs are designed to drill wells up to 4000 m and are equipped with top drives. Such high-end equipment enables us to implement complex technological tasks set by the clients. High mobility of drilling rigs turned out to have a competitive advantage over heavy stationary rigs. In drilling we operate on a daily rate basis. Therefore, using services and employing technologies is a client’s prerogative. On our behalf we guarantee professionalism of our drilling teams and high quality drilling equipment.

Side-tracking is generally performed on a turnkey basis where we have an opportunity to design a well and offer the use of various technologies to our clients.

Many technologies offered to clients have subsequently become standard and compulsory for other contractors.

Our company has successfully mastered, and is now implementing, two-stage liner deployment and use of various types of eccentric shoes. We also successfully used light-alloy drill pipe for side-tracking for the first time.

LLP Targin: Depending on the defined objectives we use all of the best practices and technical and technological solutions which are briefly described below: • use of different design slips with a set of cutters which allow cutting a window in one run with preliminary orientation at a pre-determined azimuth; • using MWD with a hydraulic communication channel and additional modules of gamma ray and resistivity logging transmitters; www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE проблема и Подрядчикам ее самостоятельно не решить. Нужны программы на государственном уровне. Пока квалификацию стараемся повышать собственными силами. ООО «Таргин»: При хорошей организации работ, исключении влияния факторов физического состояния бурового оборудования, инструмента и квалификации персонала, основными проблемами могут быть лишь те, что относятся к несоответствию вскрываемого разреза проектным данным. А это остановки, связанные с переосмыслением геологической информации, выработкой решений по изменению профиля и, в самом неприятном варианте – перебуриванием ствола по новой траектории. Таким образом, мы снова возвращаемся к вопросу качественной проработки ПД на строительство дополнительного (бокового) ствола на этапе проектирования. «Буровая Компания ПНГ»: Главным образом, на мой взгляд, НПВ связаны с поломками бурового оборудования, вторым фактором являются инженерно-геологические осложнения ствола скважины, поглощения или проявления. Группа ERIELL: Осложнения и инциденты при бурении скважин в связи с некорректной информацией представленной в проектной документации.

9. Какие инструменты или услуги вы используете в России для проектов бурения горизонтальных скважин и зарезки бокового ствола? Адаптируете ли вы свои технические решения к различным пластам и типам пород, встречающимся в разных регионах? «Халлибуртон»: Для бурения горизонтальных скважин и ЗБС в России подразделение Sperry Drilling использует всю линейку оборудования по ННБ, в частности ВЗД, РУС, приборы каротажа во время бурения, а также услуги по оптимизации бурения и геологическому сопровождению. Как уже отмечалось ранее, специфика бурения в различных регионах России может сильно отличаться, поэтому в современных условиях каждый проект для нас уникален. В связи с этим в каждом конкретном случае необходимо подобрать оптимальную рабочую пару долото + ВЗД или долото + РУС, определить наиболее подходящий набор датчиков каротажа во время бурения и учесть опыт, накопленный в ходе реализации предыдущих проектов, в том числе с привлечением специалистов по сейсмическому анализу. Так, например, накопленный опыт позволяет www.rogtecmagazine.com

• use of special tools for multi-hole completions; • use of various special tools (heavyweight drill pipes, reamers, oscillators, etc.); • use of various liner hangers enabling the casing to be run with or without cementing including installation of filters or special ports for multi-stage hydro- fracking and many other solutions.

PNG Drilling Company: We are convinced that it is possible to drill horizontal wells and side-tracks more quickly and efficiently if a contractor has the most advanced drilling rig and cement units fleet. Our companies, BK PNG and SK PNG have the most advanced drilling and cementing equipment. Based on the “youth” of the main equipment, BK PNG and SK PNG are undoubtely the leaders in the Russian market.

Our drilling rigs and cementing units are no older that 1-2 years. We have drilling rigs which are unique in Russia, for example a mobile drilling rig Viking 6000 WEI D 340-32 produced by an Italian company WEI (WEI Srl, Fiorenzuola D’Arda). This rig with capacity of 340 metric tonnes can be transported by only two semi-trailers! All our mobile drilling rigs have the same equipment and possibilities as described above as a standard, i.e.: a “pull down” system, an “over top drive” system, use of overshot instead of conventional elevators for runnings casing, tripping, etc.

ERIELL Group: Individual well construction programs have been implemented with the use of rotary steerable systems, Vortex, LWD and biopolymer muds. Besides, optimal drilling performance has been ensured through pre-drilling geomechanical analysis, on-line technology planning, “drilling on paper” with the elimination of problems associated with kicks, wellbore instability and lost circulation. ERIELL Group has been successfully applying the following technologies: • drilling in the most complicated drilling and geological conditions: with hydrogen-sulfide and carbon dioxide aggression, underbalanced drilling, drilling through salt anhydrite formations, in salt creep areas, under abnormally high and abnormally low formation pressures, in areas with partial, full and disastrous lost circulation; • the segregation of productive formations in complicated geological sections; • the application of horizontal well casing methods preserving reservoir properties; • the application of clayless, biopolymer, polymer-salt, polysaccharide muds and also oil-base muds; The adaptation of technologies to different drilling and geological conditions is mandatory.

10. Can you outline a recent horizontal success you have had in Russia? (please explain the systems used)

ROGTEC 39

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ нам использовать ВЗД с фиксированным углом перекоса. ВЗД поступают на буровую полностью готовыми к использованию, что значительно экономит время, затрачиваемое на сборку КНБК. Из-за более агрессивных параметров бурения, возможных с данным видом ВЗД, достигается значительное увеличение скорости проходки и сокращение сроков строительства скважин.

Halliburton: Sperry Drilling has numerous success stories. The most impressive include the following: • West Siberia—3D profile drilling with horizontal sections over 1000 m long using RSS, LWD, and geosteering tools in real-time. For this project, well construction time was reduced by five days from the estimated drilling time (Fig. 5).

В качестве примера успешного опыта адаптации и оптимизации строительства скважин можно привести показатели, достигнутые на Среднеботуобинском месторождении (рис. 4), где сроки строительства

Fig 5. Example of complex 3D well drilled with RSS and LWD

скважин были значительно сокращены.

C.A.T.oil AG: Для реализации проектов бурения и ЗБС мы используем мобильные буровые установки. В частности техническое задание на буровые установки для бурения в условиях Крайнего Севера было разработано совместно с компанией National Oilwell Varco. Установки рассчитаны на бурение скважин до 4000 м. и оборудованы верхними силовыми приводами. Такое высокотехнологичное буровое оборудование позволяет реализовать сложные технологические задачи поставленные Заказчиками. Высокая мобильность буровых установок явилась конкурентным преимуществом по сравнению с тяжелыми стационарными установками. В бурении мы работаем по суточной ставке, поэтому услуги сервисов и привлечение технологий – это прерогатива Заказчика. Мы со своей стороны гарантируем профессиональный персонал буровых бригад и качественное буровое оборудование. Работы по зарезке боковых стволов выполняется в большей части по генеральному подряду («под ключ»). И при этом мы имеем возможность проектировать скважину и предлагать Заказчикам

40 ROGTEC

• West Siberia—Drilling ERD wells using RSS, LWD tools, and geomechanics and geosteering services. Well construction time was reduced by 12 days per well. No NPT was observed.

• Offshore Sakhalin Island—An offshore well drilled using RSS, advanced LWD tools, and geomechanics and geosteering services in the 311- and 215.9-mm sections. For the first time in the project’s history, the well was successfully drilled to total depth (TD).

• Yamal—Drilling multilateral horizontal wells using advanced LWD tools. It was possible to drill up to four horizontal sidetracks in one trip without pulling the BHA out of hole.

• East Siberia—Drilling a horizontal well using RSS and advanced LWD tools in production and liner sections.

It was possible to drill a horizontal interval with ROPs exceeding 100 m/h.

C.A.T.oil AG: Mobile drilling rigs used for by our subsidiary CAT Oil-Drilling are limited to 200 tonne capacity. Therefore, we can’t boast of drilling record horizontal wells. However, we drilled wells in the YamalNenets National District with a horizontal section of 700 m and the total depth of 4500 m. We were also involved in multi-hole drilling of horizontal wells in this area.

The Schlumberger Rotary Steerable System was used in most of the wells. 200 tonne capacity rigs operate at their maximum capacity when drilling such wells, consequently, we stopped working on projects of this kind.

We focus on the quality of services we provide and improving well construction time. We have experience of reducing identical well construction time from 90 to 45 days. Such results were achieved by careful selection of www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE использование различных технологических решений. Многие технологии, предложенные Заказчикам, впоследствии стали стандартами и обязательными для других подрядчиков. Наша Компания успешно освоила и выполняет работы по двухступенчатому спуску хвостовиков, использует различные типы эксцентричных башмаков. Мы впервые успешно применили легкосплавные бурильные трубы для ЗБС. ООО «Таргин»: В зависимости от поставленных задач используется весь передовой опыт и техникотехнологические решения. Если коротко, то это: • использование клиньев различной конструкции с набором фрез, позволяющих осуществить вырезку окна за один спуск с предварительным ориентированием в заданном азимуте; • использование телесистем с гидравлическим каналом связи и дополнительными модулями датчиков гамма-каротажа и резистивиметрии; • использование специального инструмента для многозабойного заканчивания; • применение различного специального инструмента (ТБТ, расширителей, осцилляторов и т.п.); • использование разнообразных подвесных устройств «хвостовиков», позволяющих произвести крепление как с цементированием, так и без него, включая установку фильтров или специальных портов для производства МГРП, и многое другое. «Буровая Компания ПНГ»: Мы убеждены, что бурение горизонтальных скважин и ЗБС можно производить быстрее и эффективнее, если подрядчик обладает новейшим парком буровых установок и цементировочных флотов. Наши компании БК ПНГ и СК ПНГ обладают самым передовым буровым и тампонажным оборудованием. По критерию юности возраста основных средств БК ПНГ и СК ПНГ - безусловные лидеры на российском рынке. Наши буровые установки и тампонажные флота не старше 1-2 лет. Мы обладаем уникальными для России буровыми установками, например, самой большой в России мобильной буровой установкой МБУ «Викинг 6000 ВЕИ Д 340-32» производства итальянской фирмы ВЕИ (WEI Srl, Fiorenzuola D’Arda) грузоподъемностью 340 метрических тонн, перевозимой всего на двух полуприцепах! Все наши МБУ штатно оснащены вышеназванными возможностями и преимуществами: система «pull down”, система “over top drive”, использование овершота вместо традиционных элеваторов для спуска ОК и СПО и др. Группа ERIELL: Для бурения горизонтальных скважин внедрены индивидуальные программы по строительству скважин с использованием роторных управляемых систем, Vortex, LWD, Биополимерных www.rogtecmagazine.com

drilling equipment, efficient project management and good partnership with the client.

LLP Targin: As an example of successful, horizontal hole drilling by our company we can quote the application of advanced technologies using drilling oscillators. This enabled us to increase drilling bit loads and ROP in the horizontal sections by a factor of 3 or more (from 4 m/ hr to 14 m/hr), for example, in wells 159 and 157 in the Khasanovskoye Field.

• When drilling wells in the Devonian, where drilling conditions are difficult and high-permeability low pressure formations alternate with claystone formations prone to caving and collapse, we installed a profile packer (OLKS216) in an unstable horizon (the Kynovskiy). The well was drilled without any accidents.

• When drilling horizontal section of the side track in the Malo-Balyskoye Field we managed to increase ROP by a factor of 3 or more (from 2.5 m/hr to 8 m/hr) by using the bottomhole assembly (drill bit, motor, MWD system and a drilling jar system) provided by one service contractor.

• Use of special technologies and technical equipment (a slip for side-tracking of the second hole in an uncased well) enabled us to implement the project for construction of multi-hole horizontal wells with a partial access to the upper hole in the Voyadinskoy Field wells.

PNG Drilling Company: To provide a brief description of work successfully performed by PNG Drilling Company and PNG Service Company would not be an easy task. It could become a subject for a separate article.

I can only mention that we are working for LukOIL and Rosneft. For example, we completed a 2014 well drilling programme for RITEC (Russian Innovation Fuel and Energy Company, LukOIL Group) in Samara Oblast 106 days before schedule thus providing additional production for our respected client for almost 1/3 of a year. We are also trying to gain a reputation of the most preferred drilling contractor for Rosneft under the current 3-year contract.

ERIELL Group: ERIELL Group was the first drilling contractor in the world to successfully drill horizontal wells in the Achimov deposits with horizontal section lengths over 1000 m. The Company was selected as a general contractor for the construction of several horizontal wells in the Achimov deposits. The drilling rig BU-5000 (URALMASH), with a TESCO top drive system, was used for the construction work. The high priority for ERIELL is the quality of the work which we conduct and the observance of industrial safety standards and environmental regulations of the Russian Federation.

To achieve this target, the Group engages a team of

ROGTEC 41

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ растворов. Также для оптимального бурения внедрен предбуровой геомеханический анализ, планирование технологий в режиме реального времени, «бурение на бумаге» с исключением проблем проявлений, нестабильности ствола, поглощений бурового раствора. Группа ERIELL успешно применяет следующие технологии: • бурение в самых сложных горно-геологических условиях: при сероводородной и углекислой агрессии, на депрессии, с прохождением соляноангидридных толщ, в зонах текучестей солей, аномально высоких и аномально низких пластовых давлениях, в зонах с частичным, полным, и катастрофическим поглощением бурового раствора; • разобщение продуктивных пластов в сложно построенных геологических разрезах; • применение методов крепления горизонтальных скважин, сохраняющих коллекторские свойства пласта; • применение безглинистых, биополимерных, полимер-солевых, полисахаридных буровых растворов, а также растворов на углеводородной основе; Адаптация технологий к различным горно-геологическим условиям, происходит в обязательном порядке.

10. Можете ли вы вкратце привести пример своих успешных работ по бурению горизонтальных скважин в России за последнее время? (просим рассказать об использованных системах) «Халлибуртон»: Подразделение Sperry Drilling имеет множество примеров успешных работ. Вот наиболее показательные из них: • Западная Сибирь. Бурение 3D-профилей с горизонтальным окончанием более 1 000 метров с применением РУС, приборов каротажа и геонавигации в реальном времени. На данном

professionals with many years’ experience of work both in Russian and on international projects including specialists from the leading service companies.

The difficulty of the well construction process stems from entering a horizon with abnormally high formation pressure and constructing a long horizontal section (over 1000m). The profile of this well is unique for wells constructed in the Yamal-Nenets Autonomous District. To monitor the parameters of the target trajectory, it was necessary to use equipment from the world’s leading suppliers which would ensuring realtime geological steering and also provide an assessment of the fluid composition and the reservoir properties.

A sub-horizontal well within the Achimov deposits, with horizontal section of 1048m, was constructed in 47 days. This well was delivered significantly ahead of schedule, which hadn’t been previously achieved by any company. This is a great victory and opens new possibilities and perspectives in the future.

проекте удалось сократить сроки строительства скважины до 5 дней по сравнению с плановыми сроками (рис. 5).

• Западная Сибирь. Бурение скважин с большим отходом от вертикали с применением РУС, приборов каротажа, сервиса по геомеханике и геонавигации. Сокращение сроков строительства на 12 дней на скважину и отсутствие НПВ.

• Шельф острова Сахалин. Бурение морской скважины с использованием РУС, расширенного комплекса каротажа и сервиса по геомеханике и геонавигации в секциях 311 и 215,9 мм. Впервые на проекте скважина успешно пробурена до проектного забоя.

• Ямал. Бурение многозабойных горизонтальных скважин с применением расширенного комплекса каротажа. Бурение до 4 горизонтальных ответвлений за один рейс без подъема КНБК.

• Восточная Сибирь. Бурение горизонтальной скважины с использованием РУС и расширенного комплекса каротажа в секциях под ЭК и хвостовик. Бурение горизонтальной секции со скоростью более 100 м/ч.

Рис. 5. Пример бурения сложной 3D-скважины с применением РУС и комплекса каротажа

42 ROGTEC

C.A.T.oil AG: Мобильные буровые установки, применяемые для бурения скважин нашим www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE дочерним Обществом «КАТойл-Дриллинг», ограничены грузоподъемностью 200 тонн. Соответственно, мы не можем похвастаться рекордными горизонтальными скважинами. Однако у нас были скважины в ЯНАО с длиной горизонтального участка 700 м., при окончательном забое скважины 4500 м. Там же мы участвовали в реализации проектов по многоствольному бурению горизонтальных скважин. На большинстве скважин применялись РУС компании Schlumberger. Для буровых установок грузоподъёмностью 200 тонн бурение таких скважин является предельнодопустимым, поэтому мы прекратили работу на подобного рода проектах. Основную ставку мы делаем на качество оказания сервисных услуг и сроки строительства скважин. У нас есть опыт по сокращению сроков строительства идентичных скважин с 90 до 45 суток. Такие результаты были получены за счет качественно подобранного бурового оборудования, хорошей организации работ и партнерского взаимодействия с Заказчиком. ООО «Таргин»: Примером успешного опыта работы по бурению горизонтальных скважин нашей компанией можно назвать использование передовых технологий с применением буровых осцилляторов для доведения нагрузки в горизонтальных участках скважины и увеличения МСП в три и более раза (с 4 м/ч до 14 м/ч). Например, скважины 159 и 157 Хасановского месторождения.

• При бурении скважин Девонской системы с несовместимыми условиями бурения, где высокопроницаемые пласты с низкими пластовыми давлениями чередуются с пластами, представленными аргиллитами, склонными к осыпям и обвалам, в интервал неустойчивого горизонта (Кыновский) был установлен профильный перекрыватель (ОЛКС-216). Скважина была проведена безаварийно.

• При бурении горизонтальных участков боковых стволов скважин Мало-Балыкского месторождения удалось увеличить МСП в три и более раза (с 2,5 м/ч до 8 м/ч) за счет использования оборудования КНБК (долото, двигатель, телесистема, ЯСС) одного сервисного подрядчика.

• Применение специальных технологий и технических средств (клина для зарезки второго ствола в открытом стволе) позволило реализовать проект по строительству многоствольной горизонтальной скважины (МГС) с обеспечением www.rogtecmagazine.com

селективного доступа в верхний ствол на скважинах Воядинского месторождения. «Буровая Компания ПНГ»: Вкратце описать примеры успешных работ Буровой Компании ПНГ и Сервисной Компании ПНГ - задача не из легких, это может быть предметом отдельной статьи. Скажу лишь, что мы работаем для НК «ЛУКОЙЛ» и НК «Роснефть». Программу бурения скважин 2014 года для ОАО «РИТЭК» (Группа ЛУКОЙЛ) в Самарской области, например, мы закончили на 106 суток раньше планового срока, обеспечив, таким образом, дополнительную добычу почти в течение 1/3 года для нашего уважаемого Заказчика. Также мы стараемся зарекомендовать себя как наиболее предпочтительного бурового подрядчика и для ОАО «НК «Роснефть» в рамках текущего трехлетнего контракта. Группа ERIELL: Группа ERIELL первые в мире успешно пробурила горизонтальные скважины на ачимовские отложения с длинной горизотнального участка свыше 1000 м. Компания выбрана в качестве генерального подрядчика для строительства нескольких горизонтальных скважин на ачимовские отложения. Для выполнения строительных работ мобилизована буровая установка БУ-5000 (УРАЛМАШ) с системой верхнего силового привода TESCO. Приоритетной целью ERIELL является высокое качество выполнения работ с соблюдением стандартов промышленной безопасности и требований природоохранного законодательства РФ. Для ее реализации задействована команда профессионалов с многолетним опытом работы как на российских, так и международных проектах, в том числе специалисты ведущих сервисных компаний. Сложность при строительстве скважин заключается в том, что вскрывается горизонт с аномально высоким пластовым давлением и длинным горизонтальным участком более 1000 м. Профиль данной скважины уникален для скважин строящихся в ЯНАО. Для соблюдения параметров заданной траектории использовано оборудование ведущих мировых компаний с комплектом оборудования позволяющими в реальном времени провести геонавигацию, а так же оценить состав флюида и коллекторские свойства пласта. Скважина субгоризонтального профиля на ачимовские отложения с горизонтальным участком 1048 м была построена за 47 суток со значительным опережением графика, что прежде не удавалось ни одной компании. Это большая победа, которая открывает впереди новые возможности и перспективы.

ROGTEC 43

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ

Дмитрий Губернаторов - Dmitry Gubernatorov «Халлибуртон» - Halliburton

Юрий Николаевич Сергеев - Yuri Nikolaevich Sergeev ООО «Таргин» - LLP Targin

Дмитрий Губернаторов является руководителем подразделения по наклонно-направленному бурению Sperry Drilling компании «Халлибуртон» в России с 2013 года. Дмитрий - выпускник Томского Политехнического университета с дипломом «Бурение нефтяных и газовых скважин», также в 2014 году он закончил Президентскую программу обучения компании Халлибуртон на базе Университета “Texas A&M”. Свою карьеру в области бурения нефти и газа Дмитрий начал в 2000 году, и прошел путь от инженера по бурению в сервисной буровой компании до руководителя подразделения.

Начальник отдела бурения ООО «Таргин» Род. в 1958 г. в г. Добрянка Пермской области.

1976 – 1981 – обучение на горном факультете Пермского политехнического института по специальности «Горный инженер-геолог» 1981 – 1996 - Полазненское УБР объединения «ПермНефть», прошёл путь от геолога цеха бурения до начальника цеха бурения 1996 – 2002 - главный инженер Полазненской экспедиции ЗАО «ЛУКойл-Бурение Пермь» 2002 – 2007 – директор ЗАО «Севергеолдобыча» (г. НарьянМар), затем директор Нарьян-Марского филиала ООО «Буровая компания «Евразия» 2007-2008 – руководитель проектного офиса в ООО «Нефтьсервисхолдинг» (г. Пермь) 2009 – 2011 – начальник управления строительства скважин сперва в ООО «Газпромнефть-Восток» (г. Томск), затем в ООО «Газпромнефть-Оренбург» С 2012 – начальник отдела бурения в ООО «Таргин» (до 1 июля 2014 известное как ООО «Башнефть-Сервисные Активы»)

Dmitry Gubernatorov is working as Senior Country Manager at Sperry Drilling in Halliburton company since 2013. Dmitry graduated Tomsk Polytechnic University with diploma “Oil & Gas wells drilling” and also he completed Halliburton President’s Leadership Excellence program in Texas A&M University in 2014 . As drilling engineer he started his career in 2000 working for drilling Contractor and worked his way up to Country Manager at Sperry Drilling.

Владимир Евстегнеев - Vladimir Yevstigneev C.A.T.Oil AG Владимир Евстегнеев возглавляет буровое подразделение компании C.A.T.oil AG. Компания оказывает сервисные услуги в России по бурению и ЗБС силами 26 бригад ЗБС и 15 бригад бурения. В 1986 году закончил МИНХ и ГП им. Губкина по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин».

29 лет производственного опыта в разведке и разработке месторождений, из них 12 лет занимал различные должности в компании Schlumberger. Имеет практический опыт работы в глубоком бурении, зарезке боковых стволов и в ремонте скважин на территории России, включая Поволжье, Западную Сибирь и Арктическое побережье Архангельской области Vladimir Yevstigneev heads the Drilling Division of C.A.T. Oil AG. The company provides drilling and side-tracking services in Russia using 26 side-tracking and 15 drilling teams. In 1986 Mr. Yevstigneev graduated from Goubkin Moscow Institute of Petrochemical and Gas Industry with a degree in Oil and Gas Well Drilling. He has 29 years of practical experience in field exploration and development, of which 12 years he worked in various positions in Schlumberger. He has practical experience in deep hole drilling, side-tracking and well workover in Russia, including the Volga region, Western Siberia and the Arctic coast in Arkhangelsk Oblast.

44 ROGTEC

Head of Drilling Department, LLP Targin Born in 1958 in Dobryanka, Perm Region 1976 – 1981 – studied at the Mining Faculty of Perm Polytechnical Institute, qualified as a Mining Geological Engineer 1981 – 1996 – Polaznenskoye Drilling Department of PermNeft, career progressed from a Drilling Section Geologist to a Drilling Section Manager 1996 – 2002 – Principal Engineer, Polaznenskaya Regional Geological Office, CJSC LUK-Oil Burenie Perm 2002 – 2007 – Director, CJSC Severgeoldobycha (Naryan-Mar), subsequently Director of the Naryan-Mar Branch of LLP Bourovaja Kompaniya Evrazia (Eurasia Drilling Company) 2007-2008 – Design Office Head, LLP Neftservisholding (Perm) 2009 – 2011 – Head of Well Construction Division, initially in LLP Gazpromnfet-Vostok (Tomsk), subsequently in LLP GazpromneftOrenburg As of 2012 – Head of Drilling Department in LLP Targin (previously known as LLP Bashneft-Servisnye Aktivy)

www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

Замир Магомедович Абдуллаев - Zamir Abdullaev «Буровая Компания ПНГ» - PNG Drilling Company

Руслан Сафарханов - Ruslan Safarkhanov Группа ERIELL - ERIELL Group

Генеральный директор «Буровая Компания ПНГ» Образование: высшее, к.ю.н. ( Военный Институт Министерства Обороны СССР, Диплом с отличием, 1986 год) Нефтегазовое образование: Московская международная бизнес-школа, программа «Международный нефтегазовый бизнес» (1993) РФ ; MBA Риджвуд Университет «Управление нефтегазовыми проектами» ( 2009), Великобритания Профессиональный опыт: В нефтегазовом бизнесе с 1992 года: Компания «Роснефтьимпекс»(НК «Роснефть»); нефтегазодобывающая компания ЗАО «Голойл», ХМАО РФ; Буровая компания ПНГ ( бурение и строительство нефтегазовых скважин). С 2008 года по н/в – генеральный директор ООО «Буровая Компания ПНГ» Награды: 2003г. Компания ЗАО «Голойл», в которой Абдуллаев З.М.был Председателем Совета Директоров, признана самым динамично развивающимся нефтедобывающим предприятием с объемами нефтедобычи до 1 млн.т в год в Западной Сибири, РФ.

2003г. Благодарность Министерства Энергетики РФ за личный вклад в развитие нефтедобывающей промышленности и достигнутые высокие результаты 2007г. Грамота Губернатора Краснодарского Края за значительный вклад в развитие ТЭК Края 2013г. Грамота Министерства Энергетики РФ за заслуги в развитии ТЭК РФ

За 15 лет Руслан Сафарханов прошёл путь от помощника бурильщика до Директора Департамента бурения, неоднократно организовывал проекты бурения с начальной стадии добиваясь эффективного управления технологией производства и высокой маржинальности. Одним из ярких примеров являются организация и управление производственными и технологическими службами таких крупных проектов, как бурение скважин на Бованенковском (ОАО Газпром), Уренгойском (ОАО Новатек) и Южно Тамбейском (ОАО Новатек) месторождениях.

For 15 years, Ruslan Safarkhanov rose through the ranks from assistant driller to Drilling Department Director; he organized numerous drilling projects from the initial stage and ensured effective control of the production technology and high marginality in these projects. Organization and management of production and engineering services at such large-scale projects as well drilling at Bovanenkovskoye (Gazprom JSC), Urengoyskoye (Novatek JSC) and Yuzhno-Tambeyskoye (Novatek JSC) fields can be regarded as a good example.

General Director - PNG Drilling Company Education: Institute of Defense Ministry of the USSR, Lawyer, 1986 (diploma with honours) Institute of Defense Ministry of the USSR, Post Graduate, Ph. D. (Law) 1992.

Moscow International Business School, Degree in “International Oil and Gaz Business’,1993.

Ridgewood University, U.K., MBA in Oil and Gas Management, 2009.

Since 1992 was involved in oil trading business in Rosnefteimpex Co. of Rosneft JSC; Oil and Gas E. & P. business (USA-Russian private independent oil upstream company “Goloil”); Oil & Gas drilling & cementing wells business ( PNG Drilling Company).

Since 2008: CEO of PNG Drilling Co. Ltd. ( drilling and work-over services) Awards: 2003 ZAO Goloil ( oil & gas producing company where Mr. Zamir Abdullaev was a Chairman of the Board of Directors) has been recognized as the most efficient enterprise in West Siberia of Russia with oil annual production up to 1 mln t.

2003 Gratitude of the Ministry of Energy of the Russian Federation.

2007 Certificate of merits by the Governor of the Krasnodar Region of Russia for successful development of oil and gas projects.

2013 Diploma of the Ministry of Energy of the Russian Federation for the substantial personal contribution to the progress of fuel and energy complex of Russia, for the longstanding conscientious work in the Oil& Gas Industry.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 45

ОБЗОР РЕГИОНА: КАЗАХСТАН

Нефть и газ Казахстана. Результаты 2014 года и перспективы развития отрасли в 2015 году Kazakhstan Oil And Gas. 2014 Results and 2015 Industry Development Outlook Вводная часть

Introduction

По данным Министерства нефти и газа Республики Казахстан, доказанные запасы нефти и газового конденсата в стране достигают 39,8 миллиардов баррелей (примерно 5,3 миллиардов тонн). При

As per the Ministry of Oil And Gas of the Republic of Kazakhstan, the proved oil and gas condensate reserves in the country are as large as 39.8 billion barrels (approximately 5.3 billion tonnes). If the current production level is maintained and the reserves volume does not change, the oil and gas production in Kazakhstan may continue for 70 years.

Среди стран бывшего Советского союза, Казахстан обладает крупнейшими месторождениями жидких углеводородов после России. В соответствии с данными Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан, извлекаемые запасы нефти в стране оцениваются в 4,1 миллиардов тонн (30 миллиардов баррелей), включая месторождения на суше (более 4 миллиардов тонн). Запасы газового конденсата оцениваются в 300 миллионов тонн.

46 ROGTEC

Among the FSU (former Soviet Union) countries, Kazakhstan has the second largest liquid hydrocarbon fields after Russia.

According to the Republic of Kazakhstan State Commission for Mineral Reserves, the recoverable oil reserves in the country are estimated at 4.1 billion tonnes (30 billion barrels) including onshore fields (more than 4 billion tonnes). Gas condensate reserves are estimated at 300 million tonnes.

www.rogtecmagazine.com

KAZAKHSTAN OVERVIEW сохранении текущего уровня производства и неизменном объеме запасов добыча нефти и газа в стране может длиться в течение 70 лет. По данным Oil & Gas Journal, на январь 2014 года Казахстан по запасам нефти занимал 12-е место в мире. Запасы нефти в Казахстане находились на уровне 30 миллиардов баррелей, или 4,1 миллиардов тонн, что составляет 1,8% мировых запасов. По данным Министерства нефти и газа Республики Казахстан, запасы углеводородов Казахстана могут удвоиться за счет разведки глубокозалегающих горизонтов Прикаспийской впадины. До сегодняшнего дня проводилась разведка и исследовались только так называемые предбортовые зоны этого бассейна. В Казахстане насчитывается 15 осадочных бассейнов, пять из которых используются в коммерческих целях (в них сконцентрировано более 65% извлекаемых запасов нефти страны). Последующее увеличение ресурсной базы страны может быть осуществлено благодаря освоению шельфовых месторождений. Традиционные нефтедобывающие регионы страны не смогут компенсировать сокращение производства в будущем.

Текущая ситуация в отрасли

Начиная с 2010 года объем добычи нефти в Казахстане находится на уровне порядка 80 миллионов тонн в год. В 2014 году по сравнению с аналогичным периодом 2013 года суммарная добыча нефти и газового конденсата уменьшилась на величину чуть более 1 процента. Среди добывающих компаний, тройка лидеров по итогам 2014 года выглядит так же, как и год назад. При этом компании показали разнонаправленную динамику. Если Karachaganak Petroleum Operating и KazMunaiGas увеличили объемы добычи на 5% и на 1%, то безусловный лидер TengizChevroil наоборот снизил свои показатели на величину около 1%. Объем переработки нефти в 2014 году составил 14,9 миллионов тонн, что на 9% выше показателя 2010 года и является максимальным результатом для Казахстана. Комплексный план развития нефтеперерабатывающего сектора страны предусматривает модернизацию трех существующих заводов, что приведет к увеличению их мощностей до 17,5 млн тонн в год, а также производству высокооктанового бензина и авиатоплива. Переход к стандартам топлива Евроwww.rogtecmagazine.com

According to Oil & Gas Journal, as of January 2014 Kazakhstan was the 12th country in the world in terms of oil reserves. Oil reserves in Kazakhstan were 30 billion barrels, or 4.1 billion tonnes, which makes 1.8% of the world reserves.

As per the Ministry of Oil And Gas of the Republic of Kazakhstan, the country’s hydrocarbon reserves may double due to exploration of the deep horizons of the PeriCaspian Depression. Until now, only the so-called pre-flank zones of this basin have been explored and surveyed.

There are 15 sedimentary basins in Kazakhstan, five of which are used for commercial purposes (more than 65% of recoverable oil reserves of the country are concentrated in them).

Further expansion of the RoK resource base may be implemented through the development of the offshore fields.

The traditional oil producing regions of the country will not be able to compensate for the reduced production in the future.

Current Situation in the Industry

Starting from 2010, the oil production level in Kazakhstan has been around 80 million tonnes per year. In 2014, compared with the same period of 2013, the cumulative oil and gas condensate production has dropped by slightly more than 1 per cent.

Among oil producing companies, the three leaders are the same as a year ago. These companies has demonstrated a a variety of trends. While Karachaganak Petroleum Operating and KazMunaiGas have increased the production volumes by 5% and by 1%, the obvious leader, TengizChevroil, on the opposite, has reduced its indicators by around 1%.

The oil processing volume in 2014 was 14.9 million tonnes, which is 9% higher than in 2010 and is the maximum result for Kazakhstan.

The integrated development plan of the Kazakhstan oil processing sector provides for the upgrade of the three existing plants, which will result in increasing their capacities to 17.5 million tonnes per year, and also to the production of high-octane petrol and aviation fuel. It is planned that in the first half of 2016 the RoK oil refineries will see a transition to Euro-4 and Euro-5 fuel standards.

In 2014, Kazakhstan did not cover the demand of the domestic market for oil products. The RoK government has estimated that once the plants have been upgraded the Republic will become completely self-sufficient. Also, it is forecast that Kazakhstan will have the export potential of around 400 thousand tonnes in petrol and over 500 thousand tonnes in diesel fuel.

By the estimates of the Ministry of Energy, the surplus

ROGTEC 47

ОБЗОР РЕГИОНА: КАЗАХСТАН 4 и Евро-5 на НПЗ Казахстана планируется в первой половине 2016 года.

situation may exist until 2022-2023. After 2025, the growing fuel market of Kazakhstan may see a considerable shortage of petrol and diesel fuel.

21.7

21.3

21.1

19.7

17.5

19.7

14.8

14.1

14.8

14.1

9.2

10.5

В 2014 году Казахстан не покрывал потребности внутреннего рынка страны в нефтепродуктах. По The gas production volume in 2014 was 43.2 bcm, which is оценкам правительства Республики Казахстан, по more than 31% higher than the 2010 volume. завершению 90 81.8 80.8 реконструкции The first place among 79.7 80.3 79.2 76.5 заводов the companies 80 70.6 республика in terms of gas 67.2 70 64.7 будет полностью production is still held 61.3 58.9 обеспечивать

by Karachaganak 60 51.3 себя. Кроме того, Petroleum Operating, 47.2 50 прогнозируется, which demonstrated 39.9 что Казахстан an over 4% increase 40 будет иметь against 2013. The 30 экспортный second place is held потенциал по

by TengizChevroil 20 бензину порядка that produced 10 400 тыс. тонн и 14.54 bcm of gas, по дизельному which is equal to 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 топливу – более the 2013 production 500 тыс. тонн. level. CNPCГрафик 1. Добыча нефти в Казахстане в 2001-2014 годах, Aktobemunaigas миллионов тонн в год По оценке ranks third among Fig. 1. Oil production in Kazakhstan in 2001-2014, million tonnes per year the leaders, having Министерства Энергетики increased their gas Источник: Министерство нефти и газа Республики Казахстан ситуация production in 2014 Source: Ministry of Oil And Gas of the Republic of Kazakhstan профицита может by 8%. сохранится до 50 43.2 2022-2023 годов.

In previous years it 39.3 45 37.4 35.9 После 2025 was expected that 32.9 40 29.6 года растущий the oil production 26.4 35 29.6 топливный рынок volume would 22.1 30 16.6 Казахстана будет increase from 2014 14.1 25 испытывать onwards due to the 11.6 20 значительный production from 15 дефицит бензина the Kashagan field.

10 и дизельного Oil production in топлива. this field started 5 on 11 September 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Объем добычи 2013; however, on газа в 2014 году 24 September the Попутный газ Природный газ Общее составил 43,2 field operation was Associated gas Natural gas Total миллиардов suspended when График 2. Добыча газа в Казахстане в 2001-2014 годах, кубических метров, leaks were identified миллиардов куб м в год что превышает from the onshore показатель 2010 pipeline to the Fig. 2. Gas production in Kazakhstan in 2001-2014, billion cu. m per year года более чем на Bolashak onshore oil Источник: Министерство нефти и газа Республики Казахстан 31%. and gas processing Source: Ministry of Oil And Gas of the Republic of Kazakhstan facility. To eliminate Первое место среди компаний по добыче газа поthe leak, the affected joints were replaced. The production прежнему занимает Karachaganak Petroleum Operating, was resumed after that, but on 9 October it was stopped продемонстрировавший рост более чем на 4% по when a new leak was found. After the damaged joint was сравнению с 2013 годом. Вторую строчку занимает repaired, the pipeline was hydrotested, and during the test TengizChevroil с объемом добычи газа равным 14,54 other potential leak locations were identified.

48 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

KAZAKHSTAN OVERVIEW миллиардов кубических метров, что соответствует уровню 2013 года. Замыкает тройку лидеров CNPCAktobemunaigas, увеличившая объемы добычи газа в 2014 году на 8%. В предыдущие годы ожидалось, что объем добычи нефти с 2014 года будет увеличиваться за счет месторождения «Кашаган». Добыча нефти на данном месторождении началась 11 сентября 2013 года, однако 24 сентября эксплуатация месторождения была приостановлена после обнаружения утечек газа из наземного трубопровода до установки комплексной подготовки нефти и газа «Болашак». Для ликвидации утечки была произведена замена соответствующих стыков. Добыча была возобновлена, но девятого октября повторно приостановлена после обнаружения новой утечки. После ремонта поврежденного соединения было проведено гидроиспытание трубопровода, в ходе которого выявлены другие места потенциальных утечек. Результатом инцидентов стала приостановка добычи. В настоящее время проводится расследование,

The incidents resulted in the suspension of production operations. An investigation is currently in progress, which is planned to be finished in late 2015. It is projected to resume the production in the last quarter of 2016.

Among new potential sources for maintaining and increasing of the production level, special mention should be made of the Zhambyl field located in the northern part of the Caspian Sea. As per preliminary assessment, the anticipated reserves of the field are over 120 million tonnes.

Pipeline Projects - Current Status and Outlook In 2014, over 40m tonnes were transported via the CPC (Caspian Pipeline Consortium) system, and commissioning of the new facilities in 2015 will make it possible to increase the throughput capacity of the system to 45-50m tonnes. After 2015, it is projected to increase the CPC capacity to 67m tonnes per year.

In 2014, the oil transportation volume in the AtyrauSamara leg of the Uzen-Atyrau-Samara main oil pipeline was 14.6m tonnes, which is 734 thousand tonnes lower

ОБЗОР РЕГИОНА: КАЗАХСТАН которое будет завершено в конце 2015 года. Возобновление добычи планируется в последнем квартале 2016 года. Среди новых потенциальных источников для поддержания и увеличения уровня добычи выделяется месторождение «Жамбыл», расположенное в Северной части Каспийского моря. По данным предварительной оценки, прогнозируемые запасы месторождения превышают 120 миллионов тонн.

Трубопроводные проекты – текущее состояние и перспективы В 2014 году через систему КТК (Каспийского трубопроводного консорциума) прошло свыше 40 миллионов тонн, ввод в эксплуатацию новых объектов в 2015 году позволит увеличить пропускную способность системы до 45-50 миллионов тонн. После 2015 года запланировано увеличение мощности КТК до 67 миллионов тонн в год. В 2014 году объем транспортировки нефти по участку «Атырау-Самара» магистрального нефтепровода «Узень-Атырау-Самара» составил 14,6 миллиона тонн, что на 734 тысячи тонн ниже показателя прошлого года и на 167 тысяч тонн выше плана. Трубопровод Атырау-Самара остается для Казахстана одним из ключевых маршрутов, однако, увеличения экспорта в данном направлении не планируется. В рамках развития проекта Казахстан-Китай в конце 2014 года было завершено строительство нефтепровода Кумколь-Каракоин и прочей сопутствующей инфраструктуры. Данный нефтепровод является частью проекта по расширению системы нефтепроводов между Казахстаном и Китаем, он необходим для увеличения экспортной мощности и создания технической возможности для поставок казахстанской нефти на собственный внутренний рынок, а также для обеспечения энергетической независимости и безопасности Республики Казахстан. В 2014 году объем транспортировки нефти в Китай по трубопроводу Атасу-Алашанькоу составил 11,8 млн. тонн, включая транзит российской нефти через территорию Казахстана в Китай. Поскольку процесс внедрения таких проектов, как ККТС (Казахстано-Каспийская трубопроводная система) и, в меньшей степени, КТК (Каспийского

50 ROGTEC

than the last year’s volume and 167 thousand tonnes more than the planned volume.

The Atyrau-Samara pipeline remains one of the key routes for Kazakhstan; however, it is not projected to increase the export for this destination.

Within the framework of the development of the Kazakhstan-China project, the construction of the Kumkol-Karakoin oil pipeline and the associated infrastructure was completed in late 2014. This oil pipeline is part of the Kazakhstan-China oil pipelines expansion project, and it’s required for increasing the export capacity and making it technically feasible to supply the Kazakhstan oil to the own domestic market, and also for providing energy independence and security of the Republic of Kazakhstan.

In 2014, the volume of oil transportation to China via Atasu-Alashankou pipeline was 11.8m tonnes including the transit of Russian oil via Kazakhstan to China.

As the process of implementation of such projects as KCPS (Kazakhstan Caspian Pipeline System) and, to a smaller degree, CPC (Caspian Pipeline Consortium), directly depends on the Kashagan production, the suspension of the latter’s operation brought about a revision of the execution dates for the KCPS. For the period of investigation of the leaks in Kashagan, no work for the KCPS is planned.

The project execution may continue not earlier than in 2016, when the production in the Kashagan field may be resumed.

In September 2014, the construction of the Turkmenistan–Uzbekistan–Tajikistan–Kyrgyzstan–China transit gas pipeline (Line D) began, and it’s projected to be completed in 2016. This gas pipeline currently includes three parallel lines, A, B, and C, the total length of each being 1830 km. Lines A and B were started up in 2009 and 2010, and in May 2014 first gas from Turkmenistan to China was transported via Line C. Gas from the fields in Turkmenistan and Uzbekistan is transported via Kazakhstan to China. In future, the pipeline section running across Kazakhstan is going to become part of the Kazakhstan–China export pipeline.

Near-term Outlook The drafted law “On the budget of the Republic for 2015-2017” contains forecasts of oil production for 2015-2019. According to the document narrative, where the Brent price of oil was assumed at $50/barrel, the www.rogtecmagazine.com

KAZAKHSTAN OVERVIEW

2015 ASTANA, SEPTEMBER 15th 2015 Kazakhstan’s Largest Dedicated Drilling Technology Event,

in Association with General Event Partner and Platinum Sponsor JSC NC KazMunayGas

Roundtable Style Format Focusing on Key Drilling Challenges, Including: • Complex reservoirs • HP/HT wells • Drilling through low pressure zones • Mud loss • Wellbore stability • Limited internal infrastructure • Lack of sea route to get drilling equipment in country • Harsh winter environment & need for winterized rigs • Rig safety and HSE

“Tomorrow’s Drilling, Delivered Today” www.rogtecmagazine.com

www.kazdr.kz

ROGTEC 51

ОБЗОР РЕГИОНА: КАЗАХСТАН трубопроводного консорциума) напрямую зависит от добычи на Кашагане, приостановка эксплуатации последнего, привела к пересмотру сроков реализации ККСТ (Казахстано-Каспийская трубопроводная система). На время проведения расследования утечек на Кашагане выполнение каких-либо работ по ККСТ (Казахстано-Каспийская трубопроводная система) не планируется. Продолжение реализации данного проекта ожидается не ранее 2016 года, когда может быть возобновлена добыча на месторождении «Кашаган».

forecast oil production level will be 80.5m tonnes in 2015 and 80.8m tonnes in 2016.

From 2017 onwards the increase will be more noticeable due to the start of oil production in Kashagan. In 2017, it is planned to produce 86m tonnes, in 2018 - 90m tonnes, and in 2019 - 93m tonnes.

This is lower than the forecasts made by the Ministry of Oil And Gas of the Republic of Kazakhstan announced in 2013, according to which the planned oil production level by 2019 was expected to be 96m tonnes.

В сентябре 2014 года запущено строительство транзитного газопровода Туркмения — Узбекистан — Таджикистан — Киргизия — Китай (линия D), который планируется завершить в 2016 г. Данный газопровод в настоящее время включает в себя три параллельные линии — А, B и С, общая протяженность каждой из них составляет 1830 километров. Линии А и В запущены в 2009 и 2010 гг., а в мае 2014 г. состоялась транспортировка газа из Туркменистана в Китай по линии C.

The planned oil export level, as per forecasts made by the RoK government, is expected to be 60m tonnes in 2015. In 2014, the oil export volume was 62.4m tonnes, of which over 50% were exported via the CPC pipeline. After the re-start of production in the Kashagan field, the CPC capacities will also be used for oil transportation to international markets.

Газ с месторождений в Туркменистане и Узбекистане транспортируется через Казахстан в Китай. В будущем участок трубопровода, который проходит через Казахстан, станет частью экспортного трубопровода Казахстан-Китай.

As per RoK Ministry of Energy’s forecasts, the gas production in 2015 is expected at 42.2 bcm, which is slightly less than in 2014. In 2015 it is planned to start up the third section of the Kazakhstan–China gas pipeline, which will allow to increase the gas transportation capacities from the current 30 bcm to 55 bcm per year.

Ближайшие перспективы В разработанном законопроекте «О республиканском бюджете на 2015-2017 годы», заложены прогнозы по добыче нефти в 2015-2019 гг. Согласно тексту документа, в котором стоимость нефти марки Brent учитывалась на уровне $50/ баррель, прогнозируемый уровень добычи нефти составит 80,5 миллионов тонн в 2015 г и 80,8 миллионов тонн в 2016 г. Начиная с 2017 г. рост будет более заметен за счет начала добычи на Кашагане. В 2017 году планируется добыть 86 миллионов тонн, в 2018 г 90 миллионов тонн, в 2019 г - 93 миллионов тонн. Это ниже прогнозов Министерства нефти и газа Республики Казахстан, озвученных в 2013 году, согласно которым, планируемый уровень добычи нефти к 2019 году должен был составить 96 миллионов тонн. Планируемый уровень экспорта нефти по прогнозам правительства Республики Казахстан должен составить 60 миллионов тонн в 2015 году.

52 ROGTEC

According to the RoK government’s plans, by 2025 the oil export will reach the peak at 90m tonnes per year.

The RoK government expects the gas shortage at the domestic market after 2015 - first of all, due to a higher demand within Kazakhstan. The start-up of the third phase of the Karachaganak field will allow to resolve this problem in the short term.

Based on the RoK Ministry of Energy’s data, the largest oil producer, TengizChevroil, plans to increase the oil production by 2021 due to expansion of the Tengiz field production to 38m tonnes, which exceeds the 2014 value by more than 40%. By the company’s estimate, as a result of implementation of a number of activities, the recoverable reserves of Tengiz may be increased by more than 100m tonnes. To realise these plans, the second tranche of the Tengiz project needs to be started. After the failed start of Kashagan field production, the RoK government expects to make up the oil production through TengizChevroil and other oil producing companies. At present, various options of the Tengiz expansion are being considered; the previous option presented in late 2014 provided an almost 2-fold increase of expenditure (from $23m to $40m) and was not supported by the government. www.rogtecmagazine.com

KAZAKHSTAN OVERVIEW В 2014 году объем экспорта нефти составил 62,4 миллионов тонн, из которых более 50% было экспортировано по трубопроводу КТК (Каспийского трубопроводного консорциума). После повторного старта добычи на месторождении «Кашаган» для транспортировки нефти на мировые рынки также будут использоваться мощности КТК (Каспийского трубопроводного консорциума). Согласно планам правительства Республики Казахстан к 2025 году экспорт нефти достигнет максимального объема в 90 миллионов тонн в год. По прогнозам Министерства энергетики Республики Казахстан добыча газа в 2015 году ожидается на уровне 42,2 млрд кубометров, что незначительно ниже результата 2014 года. В 2015 году запланирован ввод в эксплуатацию третьей ветки газопровода «Казахстан-Китай», что позволит обеспечить увеличение возможностей по транспортировки газа с текущих 30 миллиардов куб м до 55 миллиардов куб м в год. Правительство Казахстана ожидает возникновения дефицита газа на внутреннем рынке после 2015 года в первую очередь за счет роста потребления внутри страны. Ввод в эксплуатацию третьей фазы месторождения «Карачаганак» позволит решить данную проблему в краткосрочной перспективе. По данным министерства энергетики Республики Казахстан крупнейший нефтедобытчик TengizChevroil планирует нарастить добычу нефти к 2021 году за счет расширения производства на месторождении «Тенгиз» до 38 миллионов тонн, что превышает показатель 2014 года более чем на 40%. По оценкам компании, в результате реализации комплекса мероприятий извлекаемые запасы «Тенгиза» могут быть увеличены более чем на 100 миллионов тонн. Для реализации данных планов необходим запуск второй очереди проекта «Тенгиз». Правительство Республики Казахстан после неудачного старта добычи на «Кашагане» рассчитывает восполнить добычу нефти за счет TengizChevroil и других нефтедобывающих компаний.

Despite the government’s plans to substitute for non-produced Kashagan volumes, a number of oil producers, in view of the sudden oil price drop, consider the options of Kazakhstan production projects freeze and suspension. Currently, only comparatively small companies consider such scenarios.

The largest impact on the oil and gas production volumes and, consequently, on the speed of execution of infrastructure projects related to the oil and gas pipeline construction projects, oil refineries upgrades, gas plant construction, and the Kazakhstan gasification system is made by the volatility in energy prices. Should the oil price in international markets rise, the existing forecasts may be adjusted upwards.

For details please contact Daria Ivantsova on: Tel.: +7 (495) 502 5433 / 778-9332 or via e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-consult.com / www.rpi-research.com

Несмотря на планы правительства по замещению недополученных объемов «Кашагана», ряд добывающих компаний в связи с резким падением цен на нефть рассматривают варианты заморозки и приостановки проектов по добыче на территории республики Казахстан. В настоящее время такие возможности рассматривают только сравнительно небольшие компании. Наибольшее влияние на объемы добычи нефти и газа, а как следствие, и на темпы реализации инфраструктурных проектов по строительству газо- и нефтепроводов, модернизации НПЗ, строительству ГПЗ и развитию системы газификации Казахстана, оказывает волатильность цен на энергоносители. В случае роста стоимости нефти на мировых рынках, существующие прогнозы могут быть скорректированы в сторону увеличения. За дополнительной информацией об отчетах RPI, пожалуйста, обращайтесь к Иванцовой Дарье: +7 (495) 502 5433 / 778-9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-consult.com / www.rpi-research.com

В настоящее время рассматриваются различные варианты расширения «Тенгиза», предыдущий вариант, представленный в конце 2014 года подразумевал увеличение объема затрат практически в два раза (с $23 миллиардов до $40 миллиардов) и не получил поддержки в правительстве. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 53

ТРИЗ

Баженовские вызовы The Bazhenov Challenges

Фото: Евгений Уваров - Photo: Yevgeniy Ouvarov

«Газпром Нефть» реализует технологическую стратегию разработки нетрадиционных запасов Gazprom Neft Implements Technology Strategy for Development of Non-conventional Reserves София Зорина

Sofiya Zorina

Разработка баженовской свиты — одна из основных стратегических задач «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Ее успешное решение напрямую зависит от технологического развития компании

Development of the Bazhenov formation is one of the key strategic objectives of Gazprom Neft in the medium term.

Success in achieving this objective directly depends on the company’s technological development.

54 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

HARD TO RECOVER В 2014 году давно озвученные планы по освоению нетрадиционных запасов в «Газпром нефти» обрели цифровое выражение: к 2025 году компания намерена добывать из бажена порядка 2, 5 млн тонн углеводородов в год, а накопленная добыча к этому времени должна перешагнуть через отметку в 15 млн тонн. При этом предполагается, что ресурсная база подготовленных к разработке извлекаемых запасов нефти из баженовской свиты составит более 400 млн тонн. Однако расчеты показывают, что за высокие показатели придется как следует побороться: при существующем уровне технологического развития компании бажен больше 70 млн тонн не отдаст. Что касается самих геологических запасов, то наращивать ресурсную базу можно как за счет органического роста — разработки баженовской свиты на имеющихся у компании месторождениях, — так и неорганического, то есть приобретения новых перспективных участков. В 2014 году специалисты блока разведки и добычи совместно с коллегами из Научно-технического центра (НТЦ) и департамента стратегии и инноваций «Газпром нефти» оценили экономическую целесообразность развития по всем возможным вариантам. В результате были выделены целевые диапазоны стоимости строительства скважин и их будущих дебитов и сформулированы основные технологические вызовы, преодоление которых существенно повысит рентабельность проекта. «Бажен — это технологический проект, — считает генеральный директор Ханты-Мансийского нефтегазового союза, руководитель проектного офиса „Бажен“ Кирилл Стрижнев. — Баженовская свита покрывает всю Западную Сибирь, и практически везде можно обнаружить следы углеводородов. Но начать коммерческую добычу можно, лишь решив определенные технологические задачи. Мы выделили в отдельные проекты пять основных вызовов. Для получения положительного экономического эффекта нужно реализовать как минимум четыре из них».

Инновации вместо диких кошек

Начало реализации любого проекта в добыче предваряет поиск ответов на два вопроса: «Где добывать?» и «Сколько удастся добыть?». В случае с баженом точность этих ответов особо важна, так как напрямую связана с объемом затрат на дальнейшую разработку. Программа технологического развития предусматривает выполнение двух проектов, призванных облегчить оценку потенциала добычи на тех или иных лицензионных участках. Первая технология, уже созданная в «бетаверсии», — технология прогноза перспективности www.rogtecmagazine.com

In 2014 plans to develop non-conventional reserves which had been announced in Gazprom Neft some time ago were quantified: by 2025 the company intends to produce some 2.5 million tonnes of hydrocarbons a year from the Bazhenov formation while accumulated production by that time should exceed 15 million tonnes. It is expected that the resource base of oil reserves prepared for development, and recoverable from the Bazhenov formation, will exceed 400 million tonnes.

However, the calculations indicate that one would have to strive to achieve such high indicators: based on the current level of the company’s technological development the Bazhenov would not produce more that 70 million tonnes.

As far as the in-place reserves are concerned, the resource base could be increased either by organic growth, i.e. by development of the Bazhenov formation in the fields available to the company or by inorganic growth, i.e. by acquisition of new prospects. In 2014 specialists from the Exploration and Production Block together with their colleagues from the Research and Development Centre and the Gazprom Neft Department of Strategy and Innovations evaluated the economic feasibility of development based on all possible options. As the result, price ranges of well construction costs were identified, as well as their future production rates and key technological challenges. Solving such challenges will considerably improve the project economics.

“The Bazhenov is a technology project”, believes Kirill Strizhnev, General Director of the Khanty-Mansi Oil and Gas Union and Manager of the Bazhen Design Office.

“The Bazhenov covers the whole of Western Siberia and traces of hydrocarbons could be discovered everywhere.

However, commercial production could only start provided certain technological challenges are resolved. We identified five main challenges and divided them into single projects. At least four of those challenges will need to be resolved to achieve economic benefit”.

Innovations Instead of Wild Cats

Before implementing any production project it is necessary to obtain answers to two questions: “Where should we produce from?” and “How much will we manage to produce?”. In the case with the Bazhenov the accuracy of these answers is particularly important as it is directly associated with the costs of further development. The programme for technological development envisages implementation of two projects aimed to make an assessment of production potential in specific license areas.

The first technology already created in the Beta version is the technology to forecast potential oil and gas presence in the Bazhenov deposits. It will prove essential when the Gazprom Neft resource base is extended by inorganic

ROGTEC 55

ТРИЗ нефтегазоносности баженовских отложений. Она окажется незаменимой при неорганическом расширении ресурсной базы «Газпром нефти» — поиске и отборе новых месторождений — и позволит сэкономить за счет сокращения объемов необходимых геологоразведочных работ. Создание соответствующего «софта» —расчетного модуля для качественного и количественного ранжирования территорий — началось еще несколько лет назад. Базовый вариант программы уже разработан и сегодня проходит апробацию силами специалистов НТЦ. В прошлом году с ее помощью исходя из привлекательности участков была ранжирована практически вся территория ЯНАО и ХМАО. «Нам осталось обучить эту программу, проверить ее работоспособность по ключевым точкам, — уточнил начальник управления проектов нетрадиционных запасов Научно-технического центра „Газпром нефти“ Владислав Жуков. — Для этого необходимо набрать статистику, получить как можно больше практических результатов, что и будет сделано в ближайшие два года в рамках расширенной программы геологоразведочных работ на ряде месторождений». Следующий этап — локализация места добычи на перспективных месторождениях и определение технологических параметров разработки (количества скважин, их эффективной длины, пускового дебита, потенциальной накопленной добычи и т.д.). Эта задача будет решаться с помощью геолого-гидродинамического симулятора. Над его созданием специалисты «Газпром нефти» работают в консорциуме с ведущими научными институтами страны. Мировых аналогов этой разработке не существует — западные компании, добывающие сланцевую нефть, предпочитают проводить поиск насыщенных углеводородами зон «методом дикой кошки» — с помощью бурения скважин наудачу. «В условиях Западной Сибири — сложной логистики, тяжелого климата, отсутствия инфраструктуры — мы не можем позволить себе бурить лишние скважины. Это слишком дорого», — пояснил Кирилл Стрижнев. По словам руководителя проекта, компании гораздо выгоднее инвестировать в уникальный интеллектуальный продукт. В основу гидродинамического симулятора закладываются геологические модели строения баженовской свиты, выделенные признаки нефтегазоностности пластов, зависимости между нефтенасыщенностью и другими характеристиками залежи. Проверка программы будет проводиться на данных геофизических исследований скважин и керновых исследований, полученных на нескольких

56 ROGTEC

growth, i.e by search for and selection of new fields, and will allow us to make savings due to the reduction in the geological exploration required. Creation of respective software - a calculation module for qualitative and quantitative ranking of territories - was started some years ago. A basic version of the programme has been developed and is being appraised by the Research and Development Centre specialists. Last year it was used to rank practically the whole territory of the Yamal-Nenets Autonomous District and the KhantyMansi Autonomous District based on attractiveness of the areas. “All that is left for us to do is to “train” this programme and test its efficiency in respect of the key points”, stated Vladislav Zhoukov, Head of the NonConventional Reserves Projects Directorate of the Gazprom Neft Research and Development Centre. To enable us to do that we should gather statistics and obtain as many practical results as possible. This is going to be done in the next two years as part of the extended programme of geological exploration in a number of fields”.

The next stage is locating production areas in promising deposits and determining operational parameters for the development (number of wells, well effective length, startup production rate, potential accumulated production, etc.). This task will be completed by using a geological/ hydrodynamic simulator. Gazprom Neft specialists are working on developing this simulator in collaboration with the country’s leading science institutes. There are no analogues of this development in the world – western companies producing shale oil prefer to search for hydrocarbon-saturated areas by the “wild cat” methods, i.e. drilling random wells. “In the Western Siberian environment, i.e. complex logistics, harsh climate and the absence of infrastructure, we cannot afford to drill unnecessary wells. It is too expensive”, explained Kirill Strizhnev. According to the project manager, it is far more profitable for the company to invest in a unique intellectual product.

The hydrodynamic simulator is based on the Bazhenov geological models, identified evidence of oil and gas presence in beds, relationships between oil saturation and other characteristics of a pool. The programme will be verified using well logging and core study results obtained on several Gazprom Neft shale projects such as the ones implemented in the Palianovskoye and VerkhneSalymskoye fields.

Selection of Parameters

Another way to improve the economics of the Bazhenov development is to reduce the capital costs associated with well construction and increase well operation efficiency. First of all this refers to selection of an optimum technology for the construction of horizontal wells - the www.rogtecmagazine.com

HARD TO RECOVER сланцевых проектах «Газпром нефти», в частности на Пальяне и Верхнем Салыме.

Выбор параметров

Еще один вектор повышения экономической результативности разработки баженовской свиты — снижение капитальных затрат при строительстве скважин и их эффективная эксплуатация. В первую очередь речь идет о подборе оптимальной технологии строительства горизонтальных скважин — единственно продуктивных на бажене в силу специфики его строения. Технологии, которую можно было бы тиражировать на все сланцевые активы компании. Одна из особенностей освоения баженовской свиты заключается в так называемом узком окне бурения — соотношении пластового и внутрискважинного давления. Из-за узости окна поддержание устойчивости стенок скважины становится проблемой — даже при небольшом отклонении от оптимальных величин плотности бурового раствора, скорости бурения, диаметра скважины велика вероятность обвала. Выбор наилучших технологических параметров бурения — первоочередная задача, решить которую необходимо, чтобы рассчитывать на успех при дальнейшей разработке. Добиться необходимых результатов здесь можно только опытным путем. «Мы уже пробурили на бажен две пологие скважины с углами наклона 75 и 85 градусов и длиной горизонтального ствола 200 и 300 м, — рассказал начальник департамента геологии и разработки „Газпром нефти“ Александр Билинчук. — Следующий этап — два километровых ствола с углом под 90 градусов. Наша цель — это „горизонт“ на 1500 м. Это оптимальная протяженность горизонтального участка скважины для бажена с точки зрения окупаемости и минимизации капитальных затрат. Как только мы наберем нужное количество эмпирических данных, мы сможем построить соответствующие теоретические зависимости и тиражировать технологию на любом месторождении». Другая, не менее важная задача — повышение дебита скважин. В общем случае высокого дебита www.rogtecmagazine.com

only productive wells in the Bazhenov formation due to its special structure. This technology could then be applied on all the shale fields of the company.

One of the specific aspects of developing the Bazhenov is the so called “narrow drilling window”, i.e. the ratio between formation and downhole pressure. Due to the narrow window, maintaining well wall stability becomes a problem, even with a small deviation in drilling mud weight, penetration rate and well diameter, the likelihood of caving remains high. Selecting the best technological parameters for drilling becomes the primary objective which has to be achieved if we hope to be successful in subsequent development. In this case the necessary results could be only obtained by trial. “We have already drilled two low-angle wells in the Bazhenov with inclination angles of 75 and 85

degrees and horizontal length of 200 and 300m”, said Aleksander Bilinchouk, Head of Gazprom Neft Reservoir and Petroleum Engineering Department. “The next stage is to drill two 1 km holes at a 90 degree angle. Our target is the “horizon” at 1500m. This is the optimum length of a well horizontal section for the Bazhenov in respect of return on investment and maximum reduction of capital costs. As soon as we collect a sufficient amount of empirical data we could build respective theoretical correlations and apply the technology in any field.”

The other, equally important objective is increasing well production rates. Generally, high production rate could be achieved by performing a multistage hydro-fracking, but in the Bazhenov it is not that simple. Based on the adopted geological model potentially productive intervals in the Bazhenov occur as separate streaks

ROGTEC 57

ТРИЗ позволяет добиться проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), но с баженом не все так просто. Согласно принятой геологической модели потенциально продуктивные интервалы (ППИ) на бажене расположены в пласте в виде отдельных пропластков. Чтобы условия для проведения МГРП были оптимальными и образовавшиеся в результате трещины охватили максимальную часть пласта, необходимо не промахнуться во время проводки скважины (см. схему). Ошибки здесь приведут к бесполезности гидроразрыва. Решением этой проблемы должна стать разработка технологии мониторинга в режиме реального времени геомеханических свойств пород и управления режимами бурения в зависимости от их изменения. Соответствующий комплекс мониторинга скважин LWD (logging while drilling) существует и успешно применяется лидерами отрасли. Сегодня специалисты «Газпром нефти» совместно с сервисными компаниями работают над его адаптацией к условиям баженовской свиты. Еще один проект посвящен непосредственно самому многостадийному гидроразрыву — технологии, без которой добыча сланцевой нефти невозможна. Здесь также необходимо адаптировать лучший мировой опыт к строптиво мубажену, отличающемуся сверхнизкой проницаемостью. В обычном понимании бажен не обладает ни понятной пористостью, ни фильтрацией, поэтому применение стандартного МГРП, при котором создаются крупные магистральные трещины, здесь неэффективно. В этом случае дополнительный приток охватит лишь несколько десятков сантиметров пласта вокруг трещин. «Выжать» нефть из бажена можно только с помощью сети трещин, создание которой — отдельный технологический вызов. Есть целый ряд параметров ГРП — скорость гидроразрыва, реологические свойства жидкости, размер и форма проппанта, пульсирующее или непрерывное воз-действие на пласт, от которых зависит дизайн трещины. Залог успеха ГРП на бажене — верный подбор всех этих параметров «Сегодня инженерный расчет дизайнов ГРП на бажене — прерогатива сервисных компаний, — рассказал главный геолог „ГазпромнефтьХантоса“ Михаил Черевко. — Внешние специалисты определяют основные параметры гидроразрыва и затраты на его проведение. Они отвечают за результат. Мы же хотим создать собственный симулятор ГРП для условий баженовской свиты. Этот продукт станет основой комплексной системы управления технологическими процессами и позволит нам контролировать и сокращать затраты на ГРП». По сути, задача

58 ROGTEC

in the formation. To create optimum conditions for multi-stage fracking and ensure that the resulting fractures cover the formation to the maximum, it is important not to miss while drilling a hole (see the diagram). Errors in this case will render hydro-fracking useless. The solution to this problem is development of technology for real-time monitoring of formation geomechanical properties and controlling drilling modes, depending on the change in these properties. Such well monitoring system (LWD – logging while drilling)

is available and is successfully used by the industry’s leaders. Gazprom Neft specialists together with service companies are currently working to adapt this system to the Bazhenov conditions.

One more project is directly dedicated to actual multistage hydro-fracking - a technology without which shale oil production would be impossible. In this case it also necessary to adapt the best international practices to the” stubborn” Bazhenov which is characterized by extra-low permeability. In the usual sense the Bazhenov does not have porosity or flow properties which are understood.

Therefore, applying a standard multi-stage hydro-fracking which creates large main fractures would not be effective www.rogtecmagazine.com

HARD TO RECOVER

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ USE OF FORMATION HYDRO-CRACKING IN THE BAZHENOV ENVIRONMENT Охват ППИ трещиной — 48% Coverage PPI crack — 48% Полудлина ~200 метров Half- length ~200 метров Риск стопа Risk of stoppage

Охват ППИ трещиной — 100% Coverage PPI crack — 100% Полудлина ~140 метров Half- length ~140 метров

Охват ППИ трещиной — 35% Coverage PPI crack — 35% Полудлина ~100 метров Half- length ~100 метров Риск стопа Risk of stoppage

Глубина, м Depth, m

Точка инициации трещины ГРП Hydro-fracture initiation point 3100

Хрупкие интервалы Brittle intervals Потенциально продуктивные интервалы (ППИ) Potentially Producing Intervals

3300

Рекомендуемый вариант размещения горизонтального ствола с максимальным охватом трещиной ГРП потенциально продуктивных интервалов в зоне, (хрупкие интервалы). Минимизация риска стопа по причине смены литологического состава пород.

Традиционный ГРП — единая трещина Conventional hydro-fracking – a single fracture

Recommended option for a horizontal hole placement with maximum coverage by hydro-fractures of intervals in the area prone to fracture formation (brittle intervals). Reducing stoppage risk to a minimum due to change in rock lithology.

ГРП на бажен — сеть трещин

Hydro-fracking in the Bazhenov – a fracture network

Инфографика: Рамблер Инфографика/Александр Волков Infographic: Rambler Infographic/Aleksandr Volkov

ROGTEC 59

ТРИЗ здесь — превратить процедуру гидроразрыва на российских сланцевых залежах из уникальной и дорогостоящей в стандартную операцию. Достичь этого можно, только накопив достаточный опыт проведения на бажене МГРП с одновременным мониторингом трещин. Эта объемная задача оперативно может быть решена только в технологическом партнерстве с сервисными компаниями и при научной и финансовой поддержке государства.

К нефтематеринским запасам

Согласно современным представлениям о геологическом строении бажена, в нем выделяют два основных блока пород. Это нефтематеринские породы, содержащие кероген*, и породыпропластки, содержащие легкую нефть. Причем последние составляют всего порядка 30%от всей толщины бажена. Такой метод стимулирования пласта, как многостадийный гидроразрыв, направлен как раз на извлечение углеводородов из пропластков. В то же время нефтематеринские породы остаются недоступными для стандартных способов добычи. «Без применения дополнительных технологий, направленных на генерацию углеводородов из баженовской свиты, мы сможем охватить добычей, пусть и рентабельной, лишь небольшую часть бажена, — считает Александр Билинчук. — При этом такие технологии существуют и уже успешно применяются рядом компаний на сланцевых залежах». В первую очередь речь идет о внутрипластовом каталитическом ретортинге (см. врез), позволяющем значительно увеличить в пласте температуру и давление и «выгнать» нефть из низкопроницаемых пород. Причем эта технология может применяться как на нефтематеринских породах, так и на пропластках после проведения ГРП — для создания дополнительных микротрещин и увеличения притока. Основной минус технологии — дороговизна. Для ее реализации необходим целый комплекс наземного и подземного оборудования, организация теплоизоляции скважин. Тем не менее по предварительным расчетам эта технология может быть рентабельной при работе с баженовским горизонтом. Проверку расчетов «Газпром нефть» будет проводить совместными усилиями с МФТИ и Сколковским институтом науки и технологий, которые обладают лабораторным оборудованием для проведения соответствующих испытаний на опытных образцах керна из баженовской свиты. «Такого оборудования до последнего времени не было в России. Теперь мы сможем провести собственные исследования и сделать технико-

60 ROGTEC

in this case. Here, additional flow will only come from the areas around fractures, covering only several tens of centimetres. “Squeezing” the oil from the Bazhenov would only be possible by creating a fracture network which is a technological challenge on its own. There are a number of hydro-fracking parameters – fracking rate, rheological properties of fracking fluid, size and shape of a proppant and pulsating or continuous formation stimulation – which determine a fracture design. Correct selection of all these parameters is a formula for success in the Bazhenov.

As described by Mikhail Cherevko, the head geologist of Gazprom Neft-Khantos, “Currently engineering design of fracking in the Bazhenov is a prerogative of service companies. External specialists determine main fracking parameters and costs and they are responsible for the result. However, we want to create our own fracking simulator for the Bazhenov environment. This product will become the base for an integrated system to control technological processes and will enable us to control and reduce fracking cost”. Essentially, the objective here is to transform hydrocracking in Russian shale deposits from a unique and costly operation to a standard one. It could be only achieved by accumulating sufficient experience in performing fracking in the Bazhenov with simultaneous monitoring of the fractures. This extensive challenge could be only met in a technological partnership with service companies together with the scientific and financial support of the state.

To Source Rock Reserves

Based on the current concept of the Bazhenov geological structure, two main rock blocks are identified in the formation – oil source rocks containing kerogen* and streaks containing light oil. The latter make up approximately 30% of the whole Bazhenov formation.

It is such a method of formation stimulation as multistage hydro-fracking that is aimed at recovering hydrocarbons from the streaks. However, oil source rocks remain inaccessible to the standard production methods. “Without using additional technologies aimed at producing hydrocarbons from the Bazhenov formation, we could only produce from a small part of the Bazhenov even though this production could be commercially feasible”, believes Aleksandr Bilinchouk.

“This said, such technologies are in existence and are already being successfully used in shale deposits by a number of companies. Primarily, I am talking about in-situ catalytic retorting (see extract) which enables formation pressure and temperature to be raised significantly and expel oil from tight rocks. Notably, this technology could be used both in oil source rock and in streaks after performing hydro-fracking to create additional micro-fractures and increase inflow”. www.rogtecmagazine.com

HARD TO RECOVER экономические расчеты уже конкретно под один из наших сланцевых проектов, — сообщил Кирилл Стрижнев. — Дальше все будет зависеть от окупаемости». Хотя достижение плановых объемов добычи нетрадиционных запасов нефти к 2025 году воз-можно уже за счет решения геологических задачи повышения эффективности строительства и эксплуатации скважин, поиск новых технологий для бажена — лишь вопрос времени и желания сделать следующий шаг в раскрытии его огромного потенциала. * Керогены — полимерные органические материалы, которые расположены в таких породах, как нефтеносные сланцы, и являются одной из форм нетрадиционной нефти. Согласно теории появления органических нефтяных материалов, остатки растений и морских организмов под воздействием высоких температур и давления преобразуются в первую очередь в кероген, затем в битум и, наконец, в нефть и газ.

Поиск и вовлечение в разработку ❝ нетрадиционных запасов во многом будет

определять развитие «Газпром нефти» в среднесрочной перспективе. Безусловно, работа по извлечению трудной нефти потребует от специалистов компании решения новых непростых технологических вызовов. Мы готовы к этому и уже сегодня делаем уверенные шаги к лучшему пониманию геологического строения залежей баженовской свиты. В планах — наращивание ресурсной базы за счет органического и неорганического роста, разработка собственных технологий прогнозирования нефтегазоносности залежей и геолого-гидродинамического моделирования нетрадиционных запасов. Технологий, которые позволят нам занять лидирующие позиции в области извлечения ТРИЗов и создать отечественную школу добычи сланцевой нефти.

❞

АЛЕКСЕЙ ВАШКЕВИЧ, руководитель дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти»

Материал любезно предоставлен компанией ОАО «Газпром нефть» и журналом «Сибирская нефть»

The main disadvantage of this technology is the high cost.

Implementation requires the whole complex of surface and subsurface equipment and thermal insulation of wells.

However, based on preliminary calculations, this technology could be economically feasible when developing the Bazhenov horizon. Gazprom Neft will verify the calculations in collaboration with the Moscow Institute of Physics and Technology and the Skolkovskiy Institute of Science and Technologies which have laboratory equipment to conduct respective tests on the Bazhenov core. “Until recently, such equipment was not available in Russia. Now we are able to conduct our own studies and perform technical and economical calculations specifically for one of our shale projects”, informed Kirill Strizhnev. “Subsequently, everything will depend on return on investment”.

Although achieving non-conventional oil production volumes is possible by 2025 due to resolving the geological challenge of increasing well construction and operation efficienc, the search for new technologies for the Bazhenov is just a matter of time and the wish to make the next step in uncovering its huge potential. * Kerogens are polymer organic materials occurring in such rocks as oil shale and are one of the non-conventional types of oil. Based on the organic material oil generation theory, remains of plants and marine organisms, affected by high temperatures and pressure, turn initially into kerogen, then into bitumen and, finally, into oil and gas.

❝

The search and commitment to develop non-conventional reserves to a large extent will determine how Gazprom Neft will progress in the medium term. Undoubtedly, the work to extract hard-to-recover oil will require the company specialists to meet new complex technological challenges. We are ready for this and already today we are making confident steps towards a better understanding of the Bazhenov pools’ geological structure. Our plans include increasing the resource base by organic and inorganic growth, developing our own technologies for forecasting oil and gas presence in the pools and geological and hydrodynamic modelling of non-conventional reserves. These technologies will enable us to take a leading position in the area of hard-to-recover reserves development and create a national school of shale oil production.

❞

ALEKSEY VASHKEVICH, Head of Gazprom Neft Geological Exploration and Resource Base Development Directorate

Published with thanks to Gazprom Neft & Sibirskaya Neft MAGAZINE www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 61

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC:

Валерий Куртбидинов, главный инженер проекта, ООО “ТюменНИИгипрогаз” The ROGTEC Interview:

Valeri Kurtbidinov, Chief Project Engineer at TNNG С разработкой ачимовских залежей связывают будущее Уренгоя. В прошлом году ООО «ТюменНИИгипрогаз» совершило прорыв в этом направлении, одновременно работая над проектами обустройства второго, четвертого и пятого ачимовских участков. Сегодня мы беседуем с главным инженером проекта Валерием Куртбидиновым, руководителем проектирования обустройства первого и четвертого ачимовских участков. НОВЫЕ ЗАДАЧИ Как давно проектировщики ТюменНИИгипрогаза работают с ачимовкой? Проектное подразделение Общества начало работать с этими залежами в 2006 году, когда был выполнен проект обустройства первого ачимовского участка на период опытнопромышленной эксплуатации (ОПЭ). В прошлом году мы вели проектировали обустройство второго, четвертого и пятого участков. Работы по проектированию третьего участка будут выставляться на тендер, специалисты подготовили всю необходимую документацию и надеемся на победу. Сколько всего участков предполагается? Согласно Единой технологической схеме разработки ачимовских отложений Уренгойского НГКМ (ЕТСР), Газпром предполагает вести разработку пяти ачимовских участков. Помимо этого ачимовские залежи разрабатываются на Самбургском, Восточно-Уренгойском, Новоуренгойском, Ево-Яхинском лицензионных участках (ЛУ), где работают независимые недропользователи.

62 ROGTEC

The future of Urengoy region lies in the development of Achimov deposits. Last year, TyumenNIIgiprogas began working simultaneously on facility construction projects in Areas 2, 4 and 5. Today we interview Valeri Kurtbidinov, the projects Chief Engineer and design manager for the construction of the facilities at Areas 1 and 4 of the Achimov Horizon.

NEW CHALLENGES How long have TyumenNIIgiprogas worked on the Achimov deposits?

The design team of the company started working with these deposits in 2006, when we began construction on the facilities ready for pilot production at Area 1. Last year, we designed the construction of the facilities at Areas 2, 4 and 5. The design of Area 3 is currently being tendered, and the engineers have prepared all the required documents. We are of course hoping to win this bid.

How many areas in total are expected to be developed?

According to the “Unified Development Plan for the Achimov Deposits of the Urengoy Oil And Gas Condensate Field”, Gazprom are planning to develop five areas with the Achimov. Apart from these areas, the Achimov deposits are also being developed in Samburg, East Urengoy, Novy Urengoy, Evo-Yakhinsk license blocks, operated of course by different operating companies What are the specific targets of this project?

The Achimov deposits occur at depths of 4km.

The hydrocarbons produced from these deposits is characterised by the following features – high pressures www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW В чем специфика этого объекта? Ачимовские залежи расположены на глубине до 4 км. Добываемый пластовый флюид ачимовских отложений характеризуется следующими особенностями: высокие значения пластового и, соответственно, устьевого давлений кустов скважин, высокие значения устьевой температуры газа, высокое потенциальное содержание газового конденсата в добываемом пластовом флюиде, высокое содержание высококипящих парафинов в газовом конденсате, что определяет его высокую температуру помутнения, равную плюс 18 °С. Намечается строительство установки стабилизации конденсата ачимовских залежей Надым-ПурТазовского региона (УСК) в районе ЦПС-2, куда будет поступать нестабильный конденсат с четвертого и пятого участков. Участки сильно отличаются между собой? В основном производительностью технологических линий. Если на первом и втором участках производительность одной технологической линии принята 5 млн м³/сут, то на четвертом и пятом – по 8 млн м³/сут.

and temperatures at the wellhead, high level of gas condensate in produced fluid, high content of paraffin’s in the gas condensate, which explain high values of formation and, therefore, wellhead pressures of well clusters, high values of wellhead temperature of gas, high potential content of gas condensate in the produced formation fluid, high content of higher-boiling paraffin’s in gas condensate, which explains its high clouding temperature of plus 18 °C. We are planning to build a stabilisation facility for the Achimov deposits at the Nadym-Pur-Tazov region near the Central Gathering Station 2, where unstabilized condensate from Areas 4 and 5 are going to be received.

Are the areas within the Achimov very different from one another?

Mainly in pipeline capacity. The assumed capacity of one pipeline in Areas 1 and 2 is 5 mil. m³/day, while in Areas 4 and 5 it is 8 mil. m³/day.

Does Area 4 stand out against the other areas?

Четвертый участок выделяется на общем фоне?

It is not very different. There are 21 gas condensate clusters in the field, and a central processing facility (UKPG), field support base, water intake site and a camp to accommodate the personnel of Areas 4 and 5 is currently being designed.

Больших отличий нет. На месторождении расположен 21 газоконденсатный куст, проектируется УКПГ, опорная база промысла, водозаборная площадка и вахтовый жилой комплекс для проживания персонала четвертого и пятого ачимовских участков.

At the UKPG, as agreed with the client, three trains of 8 mil. m³/day capacity each (two working and one standby) have been accounted for. Gas processing is going to be conventional, using the low temperature separation method.

На УКПГ, по согласованию с заказчиком, были приняты три технологических линии производительностью по 8 млн м³ в сутки (две рабочих и одна резервная). Подготовка газа будет осуществляться по традиционной схеме – методом низкотемпературной сепарации.

The workshop is designed for gas and condensate processing, where condensate will be exported unstabilised. The dry natural Achimov gas processed at the UKPG in accordance with Gazprom’s internal standard (STO) 089-2010 is going to be supplied at its inherent pressure via the connecting gas pipeline to the gas header of Pipeline III and IV of the East Corridor. Unstabilised gas condensate processed at the UKPG to Gazprom’s STO 5.11-2008 standards is going to be supplied via the planned condensate pipeline to the planned condensate stabilisation facility, which is expected to be commissioned (like UKPG) in the 4th quarter of 2017.

Цех рассчитан на подготовку газа и конденсата, при этом конденсат будет подаваться во внешний транспорт как нестабильный. Осушенный природный ачимовский газ, подготовленный на УКПГ в соответствии с требованиями СТО Газпром 0892010, подается под собственным давлением по газопроводу подключения в газовый коллектор III и IV нитки Восточного коридора. Нестабильный газовый конденсат, подготовленный на УКПГ до требований СТО Газпром 5.11-2008, подается по проектируемому конденсатопроводу до проектируемой УСК, ввод которой планируется (так же как УКПГ) в 4 квартале 2017 года. www.rogtecmagazine.com

Does your past experience help you?

Absolutely. Even when everything has been designed as per codes and estimates, problems may occur. It is normal and understandable that during operations details may arise that could not have been forecast. As an example, once workshops 3 and 4 had been started in Area 1, we

ROGTEC 63

ИНТЕРВЬЮ Опыт прежних лет помогает? Безусловно. По нормам и расчетам все вроде бы запроектировано верно, а проблемы возникают. Это обычная практика, когда эксплуатация выявляет особенности, которые невозможно предсказать заранее. К примеру, на первом участке после запуска третьего и четвертого цехов возникла проблема, связанная с неравномерным распределением сырого газа из общего коллектора по четырем цехам. Сейчас мы готовим предложение по врезке дополнительного узла на общем коллекторе с регулирующим устройством, что позволит распределять потоки более равномерно. Другая важная проблема – это парафиноотложение и образование пробок при кристаллизации парафинов, которые забивают внутреннюю поверхность трубопровода. Для предотвращения этих процессов осуществляется подача и распределение метанола на кусты газоконденсатных скважин и в технологический процесс. ПЕРВОПРОХОДЦЫ Кто первым взялся за проектирование обустройства ачимовских залежей? Проект обустройства первого ачимовского участка, подготовленный в 2006 году под руководством нашего ГИПа Павла Крушина, был первым в России. В 2007 году под руководством ГИПа Максима Гагарина (ныне – зам. ген. директора по проектноизыскательским работам) был выполнен проект обустройства второго опытного участка ачимовских отложений. Обустройство первого ачимовского участка силами ЗАО «Ачимгаз» началось в 2007-2008 годах и сегодня этот проект на стадии завершения: четыре цеха уже работают, пятый – строится. Половина кустов уже разбурена, остальные ЗАО «Ачимгаз» планирует разбурить опережающими темпами до 2019 года. Как удавалось решить принципиально новые технические проблемы? Задача была, конечно, непростая: когда что-то делаешь впервые, то учиться не у кого. Однако наши проектировщики успешно справились со всеми проблемами. Большинство задач уже решены и отработаны на опыте проектирования первого и второго ачимовских участков. Природный газ от кустов скважин, устьевое давление которого в начальный период превышает 30 МПа, снижается регуляторами до давления транспортировки газа

64 ROGTEC

had a problem connected with the uneven distribution of sour gas from the joint header to the four workshops. We are currently suggesting to tie-in an additional assembly with a controlling device at the joint header, which would make it possible to distribute the flows more evenly.

Another key problem is waxing and plugging during wax crystallisation, which plug the internal surface of the pipeline. To prevent this, methanol is fed and distributed to the gas condensate well clusters and to the process facility.

THE PIONEERS Who was the first to design the construction facilities of the Achimov deposits?

The project for the construction facilities at Achimov Area 1 was started in 2006 under the management of Pavel Krushin, our Chief Project Engineer, and was the first such project in Russia. In 2007, under the management of Maksim Gagarin, Chief Project Engineer (currently Deputy General Director for design and survey work), the pilot area for the construction facilities was delivered.

ZAO Achimgaz began construction of the facilities for Area 1 in 2007-2008, and this project is now almost completed: four workshops are already in operation and the fifth one is being built. Half of the clusters have already been drilled, while ZAO Achimgaz is planning to drill the rest earlier than projected, before 2019.

How did you manage to resolve new technical problems that you encountered?

The task was quite challenging: when you are doing something for the first time ever, there’s no one to learn from. However, our designers resolved all the problems successfully. Most tasks have already been solved and tried at the design stage of Achimov Areas 1 and 2.

Natural gas from well clusters, whose pressure initially exceeds 30 MPa, is reduced by controlling devices to the gas transportation pressure of 14.4 MPa. To this effect, the designs use pipelines with extra thick insulated walls and special valves. The sour gas with optimal process pressure and temperature is supplied via the gathering system to the UKPG for further processing.

In 2006 you were the first to work at the Achimov deposits. Since then, have other institutes learned how to work with these deposits?

YuzhNIIgiprogaz worked in the Samburg license block, and Giprotyumenneftegaz worked in the East Urengoy license block. Some time ago we delivered construction projects for ZAO ROSPAN INTERNATIONAL, but we www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

14,4 МПа. Для этого в проектах применяются трубопроводы с повышенной толщиной стенки в теплоизоляции и специальная арматура. С оптимальными технологическими давлением и температурой сырой газ поставляется по системе сбора на УКПГ для последующей подготовки. В 2006 году мы были первыми, кто взялся за ачимовку. С тех пор другие институты научились работать с этими залежами? ЮжНИИгипрогаз работал на Самбургском ЛУ, Гипротюменнефтегаз на Восточно-Уренгойском ЛУ. Мы в свое время выполнили проекты обустройства для ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», а вот от разработки рабочей документации пришлось отказаться, поскольку все силы были брошены на проектирование второго, четвертого и пятого участков ачимовских отложений. Одним словом, опыта для аналогичных месторождений у нас достаточно и, я полагаю, больше чем у других.

had to withdraw from drawing up the detail design documentation, as all our resources were engaged in designing Areas 2, 4 and 5 of the Achimov deposits. In short, we have adequate experience for similar fields, and I believe we have more such experience than others.

Is this experience going to be useful when developing other fields?

I have not come across the development of the Achimov deposits outside the Yamal-Nenets Autonomous Okrug.

The question is in fact interesting, so if there are any offers, our company will be able to handle such projects.

How did the development of the Achimov deposits affect the overall life of the Urengoy field?

Этот опыт может пригодиться при разработке других месторождений?

It substantially extended the field’s life. The field has been in production since 1978. When you look at the map you can see that the area’s terrain is very much industrialised. The UKPGs of the Senomanian, Valanginian and Achimov, are 6 to 7 km apart, and roads, gathering lines and pipelines run all across the field. That’s why bringing new deposits into operation is the only course of development.

Я не сталкивался с разработкой ачимовских залежей за пределами Ямало-Ненецкого автономного округа. Вопрос, действительно, интересный, если будут предложения – думаю, что наше Общество справится с такими проектами.

It is for a reason that within OOO Gazprom Dobycha Urengoy, a special gas field directorate, RAO (which stands for Achimov Deposits Development), has been established, which, apart from Area 2, will also operate Areas 4 and 5.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 65

ИНТЕРВЬЮ And for how long will the Achimov deposits be developed?

All the equipment is designed to work for 30 years. The development project is for the period until the year 2069. Of course, the pressure will drop with time, and we plan to construct booster stations from 2025-2028.

THE ACHIMOV DEPOSITS ARE GOING TO LAST What else will be done in Area 4?

The next step should be to prepare, in detail, the design documentation. Preliminary cost estimates have already been made, and now they are being approved by OAO Gazprom. In Areas 4 and 5 we have included a 20% capacity margin for the core process equipment. These areas are not well studied because there was no period of pilot production for them, that’s why the margin is required. We have design the piplines so that they can work from minus 60% to plus 20% of the nominal capacity. Once the first clusters are drilled, the situation will become more clear.

Как разработка ачимовских залежей на судьбу Большого Уренгоя? Это позволило значительно продлить жизнь месторождения. Оно ведь разрабатывается с 1978 года. Если посмотреть на карту, то видно, что вся территория уже превратилась в индустриальный ландшафт. Сеноман, валанжин, ачимовка, УКПГ стоят через 6-7 км друг от друга, повсюду тянутся дороги, шлейфы, трубопроводы. Поэтому ввод в эксплуатацию новых залежей – это единственный путь для развития. Не случайно в ООО «Газпром добыча Уренгой» создано специальное газопромысловое управление РАО (разработка ачимовских отложений), которое помимо второго участка будет эксплуатировать четвертый и пятый участки.

66 ROGTEC

Anyway, we are not going to stop working with the Achimov deposits in the near future. Just see for yourself. In 2006 we prepared the Achimov Area 1 for the pilot production period. In 2009, pilot production began. In 2014, the full-field development facility was commissioned. The end of Area 1 construction is projected for 2019.

All this time we have supported and supervised the construction as the designers. Areas 4 and 5 are expected to be started up in the 4th quarter of 2017, so we are going to support these projects at least until 2025.

How is the approval process progressing?

The main problems in this view are caused by the lack of uniform code requirements. The SNiPs have been cancelled, and Codes of Regulations are issued to replace them, but they often contain vague and conflicting requirements. At the same time, the requirements to design and detail design documentation are becoming more and more stringent.

Approvals is another interesting subject. Originally, FAU Glavgosexpertiza Rossii (Russian Main State Expert Review Agency) was created as “one-stop shop” system aimed at shortening the period from investing capital to gaining profit. But it didn’t work as designed. The client, before the design documentation is submitted to the Main Expert Review Agency and to the General Designer, has to www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW И насколько хватит ачимовки? Все оборудование спроектировано из расчета 30-летней эксплуатации. Проект разработки выполнен на период до 2069 года. Конечно, со временем давление начнет падать и уже в 2025-2028 годах запланированы ввод ДКС. АЧИМОВКА – ЭТО НАДОЛГО Что предстоит еще сделать на 4-м участке? Следующим шагом должна стать подготовка рабочей документации. Предварительные расчеты стоимости уже произведены, идут согласования в ОАО «Газпром». На четвертом и пятом участках мы закладываем основное технологическое оборудование с 20 % резервом по производительности. Эти участки слабо изучены из-за отсутствия периода ОПЭ, поэтому резерв необходим. Нами запроектированы технологические нитки, которые могут работать в режиме от минус 60 % до плюс 20 % от номинальной производительности. После того, как разбурят первые кусты, ситуация прояснится. В любом случае, с ачимовкой мы не расстанемся еще долго. Посудите сами. В 2006 году мы приступили к проекту обустройства первого ачимовского участка на период ОПЭ. В 2009 году началась ОПЭ. В 2014 году был сдан в эксплуатацию пусковой комплекс полного развития. Окончание строительства первого участка намечено на 2019 год. Все это время мы сопровождаем строительство и ведем авторский надзор. Пуск четвертого и пятого участков намечен на четвертый квартал 2017 года, так что мы будем сопровождать эти проекты, по меньшей мере, до 2025 года. Как проходят согласования? Основные проблемы в этой части связаны с отсутствием единых требований нормативной базы. СНиПы отменены, вместо них выпускаются СП, которые часто содержат неконкретные и противоречивые требования. При этом требования к проектной и рабочей документации постоянно растут. Согласования – это отдельная тема. Изначально ФАУ «Главгосэкспертиза России» было создано как система «одного окна», для сокращения срока от вложения инвестиций до получения прибыли. А получалось как всегда. Заказчику до передачи проектную документацию в Главгосэкспертизу и генеральному проектировщику необходимо собрать множество согласований. Высотные объекты предварительно необходимо согласовать www.rogtecmagazine.com

obtain a large number of approvals. High-rise facilities must be first approved by Rosaviatsiya (Federal Air Transport Agency) and the Military Command. The land reclamation project should be approved by the municipality administration. The buffer zone project should be approved by the Hygiene Centre. The project of treated wastewater reinjection should pass the environmental protection expert review. The land plot should have the land survey documentation arranged. The fishery section of the design document should be approved by FGBU Nizhneobrybvod and by Nizhnneob territorial department of the Federal Fishery Agency. On top of that, the facilities of OAO Gazprom go through the industry’s expert review first which is followed by the state expert review.

But the most important thing is the final result that is assessed by the client.

I can’t complain about this aspect. The client values our job and commitment to the business. Of course, the designers’ job is always commented on, this cannot be avoided. However, it’s us who are being approached by new clients. It’s no secret that thanks to the support of OOO Gazprom dobycha Urengoy, Areas 4 and 5 have been assigned to TyumenNIIgiprogaz for designing. с Росавиацией и военным округом. Проект рекультивации – с администрацией муниципального образования. Проект санитарно-защитных зон – с Центром гигиены. Проект закачки очищенных стоков в пласт должен пройти экологическую экспертизу. На земельный участок необходимо оформить землеустроительную документации. Рыбохозяйственный раздел согласовать в ФГБУ «Нижнеобьрыбвод» и в Нижнеобском территориальном управлении Федерального агентства по рыболовству. Я уже не говорю о том, что объекты ОАО «Газпром» предварительно проходят ведомственную экспертизу и лишь потом государственную. Но ведь главное – конечный результат, который оценивает заказчик. В этом отношении жаловаться не приходится. Заказчик ценит нашу работу и ответственное отношение к делу. Конечно, к работе проектировщиков всегда есть замечания, без этого не бывает. Однако с новыми заказами обращаются именно к нам. Не секрет, что благодаря поддержке ООО «Газпром добыча Уренгой» четвертый и пятый участки были переданы на проектирование ТюменНИИгипрогазу.

ROGTEC 67

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА

Реальная структура коллектора нефти и газа и её влияние на объём запасов углеводородов Часть 2 Identifying the Real Structure of an Oil and Gas Reservoir and its Effect on Recoverable Hydrocarbon Reserves Part 2 Ю.А.Лимбергер, независимый эксперт

Yuri A. Limberger, Independent Expert

В первой части статьи основное внимание было уделено обоснованию структуры коллектора и доказательству фактического существования принципиально иной модели. Во второй части упор сделан на практические результаты использования новой модели коллектора относительно принятой на сегодня модели. Доказаны явные преимущества применения новой модели для решения актуальных задач в подсчете извлекаемых запасов, добыче нефти и разработке месторождений.

The first part of this article (ROGTEC Issue 40) focused on the rationale, structure and proof of the actual existence of a fundamentally different model for the accurate estimation of an oil and gas reservoir. The second part focuses on the practical results using the new model adopted by the author with respect to today’s models. We prove the advantages of the new model to solve problems in the calculation of the estimation of recoverable reserves within oil and gas.

Точность подсчёта запасов

Accuracy of Reserves Estimation

В РФ критерием точности служат протоколы государственных органов с утверждёнными объёмами геологических и извлекаемых запасов по конкретной

In the Russian Federation the criteria for accuracy are protocols of the state authorities, stating approved volumes of geological and recoverable reserves in

Независимо от способа подсчёта запасов важнейшим является вопрос точности расчёта.

68 ROGTEC

Irrespective of the method used to estimate the reserves, the main issue remains, the accuracy of the estimate.

www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION залежи или месторождению. На Западе критерием точности является заключение, составленное внутренним или внешним аудитором, или независимым оценщиком, или экспертом. Есть что-то общее между нами и ними? Есть. Во всех случаях критерием точности служит мнение. И не имеет принципиального значения кем оно сформулировано: государством, специализированной фирмой или частным лицом. Любое мнение это субъективное восприятие и отражение действительности. Оно не является и не может быть критерием точности.

a specific deposit or field. In the West the accuracy criterion is a conclusion made by an internal or an external auditor, an independent estimator or an expert. Do we have something in common here? We do. In both cases the accuracy criterion is an opinion and essentially it does not matter who produced this opinion – a state, a specialised company or a private individual. Any opinion is a subjective perception and reflection of reality. It is not, and can never be, a criterion for accuracy.

Достоверность подсчета разведанных запасов определяется не протоколами Государственной комиссии по запасам (ГКЗ) и Центральной комиссии по разработке (ЦКР) и не заключениями международных аудиторов, а реальными фактами. Нет ничего более точного, объективного и достоверного, чем объёмы полезного ископаемого, добытые из недр. Конкретно: накопленная добыча нефти на момент полного обводнения продукции залежи, или накопленная добыча газа на момент, когда давление газа в залежи стало равным давлению на поверхности+давление столба газа от поверхности до залежи. Сравнив расчет с фактом, узнаем реальную точность подсчета.

The accuracy of estimation of discovered reserves is determined not by the protocols of the State Reserves Committee (GKZ) and the Central Development Commission (CDC) and not by the conclusions of international auditors but by real facts. There is nothing more accurate, objective and reliable than the volumes of minerals produced from subsurface, to be specific, the cumulative oil produced before the start of full water encroachment in the field and the cumulative gas produced by the time when the gas pressure in the well becomes equal to the pressure on the surface plus the pressure of the gas column from the surface to the pool.

By comparing the estimate with fact we find out the real accuracy of the estimation.

В этой связи обращает на себя внимание следующее. Нефтегазовые компании во всем мире регулярно сообщают о динамике своих запасов. Но еще ни разу ни одна компания не опубликовала сравнительные данные утвержденных к добыче объёмов углеводородов и фактически добытых по конкретным залежам. Причина: большое превышение расчётов над добычей. Публикация подобных сведений чревата для любой компании серьезными репутационными и финансовыми потерями. В Таблице 1 приводится сопоставление извлекаемых запасов нефти, рассчитанных по стандартной методике (подсчёт геологических и умножение их на КИН) и на основе новой модели коллектора. В последнем случае были использованы эффективная пористость и прямое определение нефтенасыщенности. Для удобства сравнения использованы относительные показатели. Накопленная добыча принята за 1. По всем залежам, для которых подсчёт извлекаемых запасов проводился обычным путем, отмечено только завышение расчётов относительно накопленной добычи. Диапазон завышения +(13-556%). Если же накопленную добычу по каждой из залежей отнести к гипотетической единой залежи, то расчет превышает добычу на 63%.В абсолютных значениях это более 400 млн.т нефти. Чрезмерно большое расхождение расчетов и факта обусловлено использованием в расчетах запасов завышенного коэффициента пористости (от 3 до 14 раз) и завышенного коэффициента нефтенасыщенности (от 2 до 5 раз). www.rogtecmagazine.com

In this respect the following attracts attention: Oil and gas companies throughout the world regularly produce reports on the dynamics of their reserves. However, not a single company has ever published data comparing their approved hydrocarbon reserves to the hydrocarbons which were actually produced from specific field. The reason for the above is significant over-estimation of reserves compared to actual production. Publishing this kind of data could seriously damage a company’s reputation and lead to financial losses.

Table 1 shows comparison of recoverable oil reserves estimated by the standard method (calculation of geological reserves and multiplication by an oil recovery factor) and reserves estimated on the basis of the new reservoir model. In the latter case, effective (saturated by hydrocarbons) porosity and direct determination of the oil saturation were used. For ease of comparison, relative indicators were used. Cumulative production is assumed as 1. In all the fields for which recoverable reserves were estimated by the usual method only the over-estimation of cumulative production is observed. The over-estimation range is +(13-556%). If we assume that cumulative production from each deposit comes from a hypothetical single deposit, the over-estimation is 63%. In absolute terms this exceeds 400 million tonnes of oil. Excessive discrepancy between the estimate and actual production is due to the use of over-estimated porosity factor (void volume) (by a factor of 3 - 14) and over-estimated oil saturation factor (by a factor of 2 - 5).

ROGTEC 69

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА

Залежь Deposit

Извлекаемые запасы,относительные единицы Recoverable Reserves, Relative Units Суммарная накопленная добыча Total Cumulative Production

Расчет для обычной модели коллектора Calculation for the Traditional Reservoir Model

Расчет для новой модели коллектора Calculation for the New Reservoir Model

1

1

1,380

1,050

2

1

1,343

0,963

3

1

1,295

1,078

4

1

1,833

1,051

5

1

1,267

0,975

6

1

1,134

1,072

7

1

1,411

1,026

8

1

1,253

1,058

9

1

1,483

0,984

10

1

1,597

1,032

11

1

1,363

0,965

12

1

1,132

1,010

13

1

1,451

1,093

14

1

1,423

0,989

15

1

5,560

0,991

16

1

1,288

0,955

17

1

1,166

1,066

18

1

1,135

1,053

19

1

1,460

1,018

Таблица 1. Сопоставление извлекаемых запасов нефти Table 1. Comparison of Recoverable Oil Reserves По этим же залежам расхождение между запасами, рассчитанными на основе новой модели коллектора, и накопленной добычей составило от -4, 5% до +9, 3%; для гипотетической залежи ±2%.Таким образом, расчет извлекаемых запасов нефти с использованием новой модели коллектора автоматически обеспечивает точность подсчета не выходящую за рамки ±10%. При подсчете геологических запасов свободного газа объёмным способом применяется та же формула, что и для нефти. Но, как и при подсчете геологических

70 ROGTEC

Discrepancy between reserves estimated for the same deposits on the basis of the new reservoir model and cumulative production was in the range of -4,5% to +9,3%; for the hypothetical deposit it was ±2%. Thus, estimating recoverable oil reserves using the new reservoir model automatically ensures that the estimate accuracy does not exceed ±10%.

When estimating free gas geological reserves by using the volumetric method the same formula is used as with oil.

However, similarly to estimating geological oil reserves, in this case porosity factor and gas saturation were overwww.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION запасов нефти, в этом случае также завышаются коэффициенты пористости и газонасыщенности, приводящие к завышению запасов. Причем запасы свободного газа завышены в значительно большей степени, чем запасы нефти. Последнее обусловлено следующим.Большая часть подсчитанных геологических запасов нефти и газа запасы виртуальные, физически не существующие. Умножение геологических запасов на коэффициенты извлечения по смыслу – абсурд, т.к. никаких математических действий с несуществующим производить нельзя. Арифметически же умножение числа на величину, меньшую 1, снижает само число. Поэтому извлекаемые запасы нефти всегда заметно ниже геологических. Для свободного газа коэффициент извлечения близок 1 и между геологическими и извлекаемыми запасами можно ставить знак равенства. Но так как геологические запасы свободного газа изначально существенно завышены, то и извлекаемые запасы многократно преувеличены.

estimated which resulted in over-estimation of reserves.

Notably, free gas reserves are over-estimated considerably more than oil reserves.

The latter is due to the following: The major part of estimated geological oil and gas reserves are virtual reserves which do not actually exist. Multiplying geological reserve by an oil recovery factor is absurd as mathematical operations should not be performed on something which does not exist. Arithmetical multiplication of a number by a value lower than 1 reduces this number. For this reason recoverable oil reserves are always considerably lower than geological reserves. Free gas recovery factor is close to 1 and one could put an “equal” sign between geological and recoverable reserves. But as geological reserves of free gas are initially significantly over-estimated, recoverable reserves are repeatedly overestimated.

Сравнительные данные, приведенные в таблице 1, свидетельствуют о завышенных оценках запасов во всём мире вследствие методических ошибок практического использования формулы объёмного способа. Но для принятой и используемой сейчас в расчетах модели коллектора ничего другого и не может быть. Газета The Independent в номере от 3.8.2009г. опубликовала интервью с главным экономистом International Energy Agency г-ном Fatih Birol. Он заявил, что выполнена подробная оценка более 800 нефтяных месторождений по всему миру, чьи запасы составляют ¾ мировых запасов нефти. Падение производства на этих месторождениях, прошедших пик добычи, составляет 6, 7% в год, по сравнению с темпом 3, 7% в год, предсказанным в 2007г.Агентство признало более ранний прогноз неверным. Почти двукратное увеличение темпа падения добычи является прямым следствием существенного завышения запасов в эксплуатируемых месторождениях. Таким образом, вывод автора статьи о повсеместном завышении запасов, основанный на личных исследованиях и применении новой модели коллектора, подтверждён авторитетным международным агентством.

Остаточная нефть

В одной из стран, имеющей более, чем вековой опыт нефтедобычи, на одном из старейших месторождений была осуществлена программа специального бурения. Цель - выявление и установление степени остаточной нефтенасыщенности ранее эксплуатировавшихся пластов. В результате бурения никаких признаков существования нефти в выработанных, ранее нефтенасыщенных пластах, не установлено. www.rogtecmagazine.com

The comparative data shown in Table 1 prove the overestimation of reserves around the world as the result of methodological errors in the practical use of the formula in the volumetric method. But the current reservoir model adopted and used for calculation of reserves could not possibly produce any other result.

On 3.8.2009 The Independent newspaper published an interview with Mr. Fatih Birol, the Head Economist of the International Energy Agency. He stated that a detailed assessment was made of over 800 oil fields where recoverable reserves account for three quarters of the world’s oil reserves. Production drop in these fields which are past their production peak is 6.7% annually compared to the annual rate of 3.7%, forecast in 2007. The Agency admitted that the earlier forecast was wrong. An almost two times increase in production drop rate is the direct result of considerable over-estimation of reserves in the producing fields. Thus, the conclusion made by the author of this article regarding over-estimation of reserves all over the world, based on his personal studies and using the new reservoir model, is confirmed by a recognised international agency.

ROGTEC 71

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА Отсутствие какой-либо остаточной нефти в продуктивных пластах можно также наблюдать в разрезах скважин на месторождениях, длительное время находящихся в разработке. Прогресс в области техники, методики и технологии исследования разрезов позволяет контролировать насыщенность пластов углеводородами на любом этапе разработки залежи. В частности, возможно измерение электрического сопротивления пласта при наличии в скважине обсадной колонны, что позволяет определить текущее нефтенасыщение. Рис.3 иллюстрирует сравнение сопротивлений, замеренных в открытом стволе и через обсадную колонну. При первичном освоении из коллектора в интервале хх85-хх97 м был получен приток безводной нефти дебитом свыше 80 м3/сут. Через 25 лет после начала добычи измеренное сопротивление соответствует расчетному сопротивлению пласта при 100% водонасыщенности. И фактически из скважины получают воду, закачиваемую для поддержания пластового давления.(Из вышележащего коллектора, для которого сопротивления, замеренные в открытом стволе и в обсаженной скважине, равноценны, позже получен фонтанный приток безводной нефти).

Residual Oil

In one of the countries, with over a century of oil production history, a special drilling programme was implemented in one of the oldest fields. The purpose of this drilling was to identify and determine the residual oil saturation of previously producing formations.

As the result of the drilling no evidence of oil in previously depleted oil-saturated formations was found.

The absence of any residual oil in pay formations could also be noted in well logs in the fields which had been in development for a long time. Technical achievements and advances in methods and technology of subsurface exploration enable monitoring of hydrocarbon saturation in formations at any stage of field development. In particular, it is possible to measure formation resistivity in a cased well which enables the measurement of the current oil saturation.

Fig. 3 compares resistivities measured in open hole and casing.

In the course of the initial reservoir development in the хх85-хх97 m interval water-free oil was produced at a rate exceeding 80 m3/day. 25 years after the start of production, measured resistivity corresponded to design formation resistivity at 100% water saturation. In fact, the well produced water was injected to support formation pressure. (The overlying reservoir where resistivities measured in open and cased holes were equal, later produced waterfree flow of oil to the surface).

Рисунок 3. Сопоставление В принимаемой сейчас модели коллектора такое принципиально сопротивления пластов в открытом стволе и в обсаженной скважине неприемлемо из-за аксиомы Fig. 3. Comparison for formation resistivity невозможности полного in open and cased holes извлечения геологических In the currently assumed reservoir запасов. В новой модели так model this is not acceptable и должно быть, так как нефть заполняла только because of the axiom that full recovery of geological эффективную пористость и была полностью reserves is impossible. In the new model that is how it вытеснена закачиваемой водой. Пример should be because the oil filled only parts of the reservoir подтверждает отсутствие остаточной нефти в пласте with effective porosity and was completely displaced by (Кн=0), длительное время промывавшегося водой. the injected water. The example confirms the absence of Любой непредубежденный специалист–геолог, residual oil in formation (So=0), which had been displaced геофизик, инженер–может лично наблюдать то by water for a long time. Any unbiased specialist – a же самое, внимательно анализируя аналогичную geologist, a geophysicist or an engineer could himself информацию после проведения соответствующих observe the same by carefully analysing similar information исследований в скважине. after having performed respective borehole investigations.

72 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION Указанные факты свидетельствуют о том, что даже при современном - якобы, очень низком технологическом уровне развития добычи нефти, последняя полностью извлекается из недр и доставляется на поверхность. Сложившиеся и широко распространенные представления о том, что большая часть запасов нефти не может быть добыта «сегодня» и остается в недрах, что наши потомки смогут ею воспользоваться «завтра», основаны на домыслах, предположениях, логических построениях и полном игнорировании реальных фактов, нежелании считаться с действительностью. В этой связи отметим некорректность сравнений коэффициентов извлечения нефти по России и по другим странам фигурирующих в СМИ, выступлениях экспертов, консультантов, должностных лиц (обычно в таком виде: в РФ средний КИН~0, 3, а, допустим, в Норвегии - 0, 48). Различия КИН по разным странам, в сравнении с РФ, вызваны не отставанием России в технологии добычи и, соответственно, меньшим значением, а объясняются принципиальным различием в методологии подсчета извлекаемых запасов, применяемой в РФ и в системе PRSM. Во всех странах реальная извлекаемость нефти одинакова. Однако в принятой сейчас модели коллектора подобное различие коэффициентов извлечения нефти неизбежно. Приведенные данные лишний раз подтверждают, что коэффициент извлечения нефти в его теперешнем понимании и применении не имеет под собой веского обоснования, а является средством гибкого маневрирования с целью объяснения ошибок в подсчёте запасов и добычи нефти.

Что дает новая модель структуры коллектора Доказанная новая модель структуры коллектора обеспечивает, прежде всего, подсчёт запасов с точностью, принципиально недостижимой при использовании принятой сейчас модели коллектора. Причем происходит это автоматически, только за счёт применения самой модели. В этой модели нефтегазонасыщение определяется напрямую. Для чего не требуется знание уравнений Арчи, удельного электрического сопротивления пласта, типа смачиваемости пород. В рамках новой модели сразу рассчитываются извлекаемые запасы. И для такого расчёта не нужны ни геологические запасы, ни КИН, ни разные схемы расстановки скважин, ни гидродинамические расчеты

Принимая во внимание новую структуру коллектора, можно уверенно прогнозировать цену нефти, будущее разработки залежей углеводородов. Реальность прогнозов продемонстрирую на ранее реализованных конкретных примерах. www.rogtecmagazine.com

The above facts confirm that, even with the modern, supposedly very low technological standard of developing oil production, the latter is completely recovered from subsurface and delivered to the surface. The established and widely spread ideas that a large part of oil reserves could not be produced “today”, remains subsurface, and that our descendants will be able to use it “tomorrow” are based on conjectures, assumptions, logical constructions, complete denial of actual facts and lack of desire to take reality into account.

In this respect let us mention errors in comparing oil recovery factors in Russia and other countries in the media, presentations delivered by experts, by consultants and officials (it normally is presented like this: the average oil recovery factor in the Russian Federation is approximately 0.3, and say, in Norway - 0.48). Differences in oil recovery factors in different countries compared to the Russian Federation are caused not by Russia lagging behind in production but the fundamental difference in reserve estimation methods used in the Russian Federation and the PRSM system. The actual oil recoverability is the same in all countries. However, in the currently assumed reservoir model such differences in recovery factors are inevitable.

The given data confirm, once again, that the oil recovery factor, the way it is understood and used now, does not have any valid substantiation but is a flexible manoeuvring tool to justify errors in reserve estimation and oil recovery.

What is offered by the new reservoir structure model?

The proven new model of a reservoir structure, firstly, enables estimation of reserves with an accuracy which could not be achieved in principle by the current reservoir model. It happens automatically, just by using the model itself. In this model, oil and gas saturation is determined directly and no knowledge is required of the Archie equation, formation resistivity and rock wettability.

The new model enables, straight away, calculation of recoverable reserves. And, such calculation does not require geological reserves, oil recovery factors, well pattern and hydrodynamic calculation.

Taking into account the new reservoir structure enables confident forecasting of oil price and future developments of hydrocarbon pools.

Article [1] published in 2006 contains an explanation of an oil barrel price increase. I would like to remind you that in 2008 the price of a barrel more than doubled compared to that in 2006 and reached almost 150 US Dollars. The same article described conditions which would lead to oil price reduction: (1) industrial collapse; (2) appearance of new energy sources. We can currently observe a combination of both conditions: recession, stagnation,

ROGTEC 73

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА В статье [1], опубликованной в 2006г., обоснован рост стоимости бочки нефти. Напомню, что в 2008г. стоимость барреля возросла более, чем вдвое относительно 2006г. и достигла почти 150$ США. Там же были сформулированы условия снижения цены нефти: (1) промышленный коллапс; (2) появление новых источников энергии. В настоящее время наблюдается сочетание обоих условий: рецессия, стагнация, крайне незначительный рост экономики в отдельных промышленно развитых странах, с одной стороны, + успехи «сланцевой революции», с другой стороны. Что и привело к снижению стоимости барреля более чем в 2 раза. Если же рост экономики развитых стран достигнет, по крайней мере, 3-3, 5% в год, то цена нефти установит новый рекорд. Чрезвычайно важно иметь ввиду, что многочисленные агентства, эксперты, консультанты в своих постоянно меняющихся прогнозах никогда не принимают во внимание существенное завышение запасов углеводородов у всех компаний мира, что занижает реальный темп снижения добычи на месторождениях, прошедших её пик. В работе [2] приведен прогноз добычи по отдельным месторождениям нефти разных компаний. Еще статья не вышла из печати, когда оператор публично объявил о существенном завышении запасов по одному из месторождений, указанному в статье. Тем самым подтвердив прогноз автора статьи. При этом почти за три года с начала разработки добыча не достигла запланированного уровня и компания была вынуждена списать свыше 70% запасов. Т.е. расчёт более чем в 3 раза превысил факт. Погоня за безудержным пополнением запасов дошла до абсурда. Так, ГКЗ в 2014г. рекомендовала по результатам бурения единственной поисковой скважины на северном шельфе РФ (не зная ни площади нефтеносности, ни площади газоносности, ни средних параметров залежей) поставить на Государственный баланс свыше 100 млн.т нефти и почти 500 млрд.м3 газа. Опираясь на новую модель коллектора, можно заранее предвидеть, что большая часть указанных запасов окажется физически несуществующими.

Заключение

Строение коллектора, содержащего нефть или газ, представляется в настоящее время слишком простым, а именно: вся открытая пористость вмещает углеводороды совместно с плёнкой остаточной воды. Подобное упрощенное представление структуры коллектора приводит к грубым ошибкам, особенно заметным при подсчёте запасов нефти и газа. Источник ошибок – сугубо методические просчёты, приводящие к завышению ёмкости пород залежи и степени её заполнения углеводородами. Корень ошибок – неверная модель строения коллектора. Реальная структура коллектора значительно сложнее, чем представляется.

74 ROGTEC

very insignificant economic growth in some industrially developed countries, on the one hand, and successes of the “shale revolution”, on the other hand. This combination resulted in the price of a barrel of oil being more than halved. However, if annual economic gross in developed countries reaches 3-3,5%, the oil price will break a new record. It is very important to bear in mind that numerous agencies, experts and consultants in their forever changing forecasts never take into account a considerable over-estimation of reserves by all companies in the world which reduces the actual drop in production rate in those fields which are no longer at peak of production.

Publication [2] shows production forecasts for some oil fields by different companies. The article had not even been published when the operator publically declared that there was a substantial over-estimation of reserves for one of the fields referred to in the article. Thus, it confirmed the forecast given by the author of this article. The production never reached the planned level in three years from the start of the development and the company had to write off 70% of their reserves, i.e. the estimate was more than three times higher than the actual production.

The race to continuously increase reserves became absurd. In 2014 the State Committee for Reserves (GKZ) recommended that, based on the results of drilling a single appraisal well in the northern shelf in the Russian Federation (without knowing the oil- or gas-bearing area or any average pool parameters) over 100 million tonnes of oil and almost 500 billion cubic metres of gas should be recorded in the state books as assets. Based on the new reservoir model it is possible to forecast that most of the indicated reserves will turn out to be non-existent.

Conclusion

The structure of a reservoir containing oil or gas as currently presented is too simple, i.e. all interconnected porosity contains hydrocarbons with a film of residual water. Such a simplified view of a reservoir structure leads to serious errors particularly when estimating oil and gas reserves.

The source of these errors is merely method-related miscalculations leading to over-estimation of rock volume in a pool and the degree to which it is filled with hydrocarbons. www.rogtecmagazine.com

RESERVOIR ESTIMATION Открытая пористость состоит из двух частей, одна из которых обеспечивает проницаемость породы и ее фильтрационную способность; именно эта часть коллектора и только она вмещает углеводороды совместно с плёнкой остаточной воды. Другая часть открытой пористости непроницаемая и не обладает фильтрационной способностью; эта часть коллектора полностью заполнена остаточной водой. Способы обработки геологической и геофизической информации, учитывающие новую модель строения коллектора, позволяют избегать методических просчетов. Применение этих способов предоставляет возможность добиться такой точности оценки разведанных запасов объёмным способом, которая принципиально не может быть достигнута при ориентации на принятую сейчас модель коллектора. Дальнейшее использование новой модели коллектора потребует ревизии теории, методов обработки и интерпретации отдельных видов каротажа, пересмотра приемов построения геологических и гидродинамических моделей залежей. Принципиально изменяются требования к сути работы инженера-проектировщика. В рамках действующей структуры коллектора он рассчитывает сначала геологические запасы нефти и затем обосновывает коэффициент извлечения для различных схем расстановки скважин. Подсчет извлекаемых запасов ведется фактически в два этапа и требует долговременных и дорогостоящих исследований керна и расчётов на ЭВМ. В рамках новой структуры коллектора сразу рассчитываются извлекаемые запасы, причем для такого расчёта не нужны ни геологические запасы, ни коэффициент извлечения нефти, ни различные схемы расстановки скважин, ни гидродинамические расчёты. Заранее зная эти запасы и имея геологическую модель залежи, основная задача разработчика так расставить скважины, применить такие технику и технологию, чтобы в разумный срок и с наименьшими затратами добыть извлекаемые запасы. Новая модель строения коллектора обуславливает не только кардинальное изменение требований к деятельности разработчика, но также является основой принципиально новой технологии добычи нефти и разработки месторождений.

Литература

1. Ю.А.Лимбергер. Кривое зеркало. Нефтегазовая вертикаль, №11, 2006.с.18-22.

2. Ю.А.Лимбергер.Почему компании завышают запасы нефти и газа. Разведка & Добыча, №10.2011.с.45-49.

3. Grattoni C.A., Dawe R.A. The Effect of Differences of Multiphase Spatial Distributions on the Electrical Properties of Porous Media. The Log Analyst, July – August 1998, vol.39, №4, p.47-59. www.rogtecmagazine.com

The root of the errors is an incorrect reservoir structure model. The actual reservoir structure is considerably more complicated than it is presented. Interconnected porosity consists of two parts one of which ensures rock permeability and fluid flow. It is precisely this part and only this part of the reservoir which contains hydrocarbons together with a residual water film. The other part of the reservoir with interconnected porosity is not permeable and does not allow fluid movement; this part of reservoir is filled with residual water.

The methods of processing geological and geophysical data which take into account the new reservoir structure model make it possible to avoid miscalculations related to the old calculation methods. The application of these methods provides the possibility to achieve an accuracy of reserve estimation by the volumetric methods which could not be possibly achieved by the reservoir model used currently.

Further use of the new reservoir model will require revision of the theory, processing methods and interpretation of some types of logging, as well as re-consideration of the methods of building geological and hydrodynamic pool models. The requirements of the essence of a reservoir engineer’s work would also have to be changed. Using the current reservoir structure a reservoir engineer first calculates the geological oil reserves and then substantiates a recovery factor for well pattern. In fact, the recoverable reserves are estimated in two stages and require lengthy and expensive core studies and computer calculations. Using the new structure, recoverable reserves are estimated straight away while there is no need to know geological reserves, oil recovery factor, well pattern and hydrodynamic calculation. Knowing these reserves in advance and having a geological model of pool, the main objective of the reservoir engineer would be to use such well pattern and technical equipment and technology which would enable the extraction of recoverable reserves within a reasonable time period and with the lowest cost.

The new reservoir model does not only mean radical change in the requirements to the work of a developer but is also a fundamentally new technology for oil production and field development.

References:

1. Limberger Yu.A.. False Mirror. Oil and Gas Vertical Magazine, Issue 11, 2006, p.18-22.

2. Limberger Yu.A.. Why do companies overestimate oil and gas reserves? Exploration and Production Magazine, Issue 10, 2011, p. 45-49.

3. Grattoni C.A., Dawe R.A. The Effect of Differences of Multiphase Spatial Distributions on the Electrical Properties of Porous Media. The Log Analyst, July – August 1998, vol.39, №4, p.47-59.

ROGTEC 75

ДОБЫЧА

СКИН-ФАКТОР

ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ И ВЗАИМОСВЯЗЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЗОНАЛЬНОНЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА И СКВАЖИНЫ

SKIN FACTOR

RELATIONSHIPS, CONCLUSIONS AND THE FORMULA FOR THE KEY HYDRODYNAMIC PARAMETERS Р.Ш. Муфазалов, НПФ «Тимурнефтегаз» , г. Октябрьский, Республика Башкортостан

R. S. Mufazalov, NPF Timurneftegaz, City of Oktyabrskiy, Bashkortostan

1. Скин-зона [rc , Rs ] и ее коэффициент

1. Skin zone [rc , Rs ] and its permeability factor ks .

проницаемости ks .

Околоскважинное пространство продуктивного пласта – особая высокоактивная и энергодинамически нестабильная зона. В процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта бурением, заканчивания скважины (вторичного вскрытия) и ее эксплуатации нарушается природное энергомеханическое равновесие пласта, и в околоскважинном пространстве происходят физико-механические и гидротермодинамические изменения свойства и характеристики породы, пластовой жидкости, и совершаются физикохимические, химико-биологические превращения, в т. ч. отложение АСПО, образование гидратов, разбухание глинистых минералов и разрушение коллектора, микробиологическая и газовая блокировка притока. Происходит нарушение электромагнитодинамического равновесия пласта и в связи с этим в капиллярах и трещинах пристенной зоны скважины образуются (до 40 кДж/моль) удерживающие водородные связи в углеводородных системах и происходит перераспределение энергии связи, определяемой силами Ван-дер-Ваальса. Все эти технологические процессы и далеко не полностью указанные

76 ROGTEC

The area near the wellbore of an oil and gas formation is a very active and unstable zone. During the process of drilling the first well into the payzone, well completion, and the operations that take place during this process, the natural energy- and mechanical equilibrium of the formation is upset. The near-wellbore area goes through physiomechanical and hydro-thermodynamic changes of the rock property and characteristic, changes of the formation fluid, and physiochemical, chemical-biological transformation take place, including deposits of asphalt, resin and paraffin, hydrate build-up, swelling of clayeous minerals and reservoir breakdown, as well as microbiological and gas blockage of the inflow. The electromagnetic equilibrium of the formation is upset, and, because of this, hydrogen bonds are formed within the hydrocarbon systems (up to 40 kJ/mol). These form in the capillaries and fractures of the near-wall area of the wellbore, and the bond energy - determined by van der Waals forces - is redistributed. All of these factors, and many more which have not been mentioned here, considerably upset the permeability and porosity of the near-wellbore area, forming the non-uniform permeable and porous skin zone and lead to reduced flowrate to the wellbore.

The permeability factor ks of the skin zone (see Fig. 1) in the interval [rc , Rs ] continuously decreases from the outer www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION факторы существенно нарушают проницаемость и пористость оклоскважинного пространства, образуя, так называемую, неоднородную по проницаемости и пористости скин-зону и приводят кратному снижению притока жидкости в скважину. Коэффициент проницаемости ks скин-зоны (см. рис.1) на интервале [rc , Rs ] непрерывно ухудшается по некоторой функции, снижается от внешнего контура скин-зоны Rs к внутреннему контуру - стенке скважины rc . На внешнем контуре Rs значение коэффициента проницаемости равно значению коэффициента естественной проницаемости k пласта, а у стенки скважины, где rc – минимальному значению ks , т.е. ks ∈[ksmin, k]. Очевидно, коэффициент проницаемости ks выражает усредненное значение неоднородной по проницаемости скин-зоны [rc , Rs ]. Уравнение притока жидкости в интервале контура питания [Rs, Rk ] с коэффициентом проницаемости k для идеальной скважины представим в виде формулы Дюпюи

boundary of the skin zone Rs to the inner boundary - the wellbore wall rc . At the outer boundary, Rs the value of the permeability factor equals the value of the natural permeability factor k of the reservoir, and at the wellbore wall, where rc is the minimum value, ks, i.e. ks ∈[ksmin, k]. It appears that the permeability factor ks expresses the average value of the non-uniform permeable skin zone [rc , Rs ].

Let’s present the equation of the fluid flow in the interval of the external reservoir boundary [Rs, Rk ] with permeability factor k for an ideal well in the form of the Dupuit formula (1.1) where PRs is the reservoir pressure at the boundary Rs .

Let’s express the flow equation for the skin zone [rc , Rs ] through the average value of the permeability factor ks cp.

In this case, let’s consider the skin zone as homogeneous, and write down the flow equation (1.2)

(1.1) где PRs – давление пласта на контуре Rs .

where P3(ks) is the bottomhole pressure in the presence of

Уравнение притока для скин-зоны [rc , Rs ] выразим через среднее значение коэффициента проницаемости kscp. При этом скин-зону рассмотрим как однородную зону и запишем уравнение притока

From the flow equality Q and Qs and, equating the right hand sides (1.1) and (1.2), let’s write down

(1.2)

the skin zone.

then we obtain

где P3(ks) – забойное давление при наличии скин-зоны. Из равенства притоков Q и Qs и, приравнивая правые части (1.1) и (1.2), запишем

(1.3) The reservoir pressure losses in the interval of the external reservoir boundary will be (1.4)

далее получим (1.3)

The pressure drop in the skin zone will be (1.5)

Потери пластового давления в интервале контура питания составит (1.4)

www.rogtecmagazine.com

Inserting the values (1.4) and (1.5) in (1.3), we obtain (1.6)

ROGTEC 77

ДОБЫЧА After the conversion, let’s write down: ks cp = ks

Падение давления в скин-зоне составит

Conclusion: The permeability factor ks expresses the average value of the permeability factor of the ks cp skin zone [rc , Rs ] (see Fig. 1).

(1.5) Подставляя значения (1.4) и (1.5) в (1.3), получим (1.6)

После преобразования запишем: ks cp = ks Вывод: Коэффициент проницаемости ks выражает среднее значение коэффициента проницаемости ks cp скин-зоны [rc , Rs ] (см. рис. 1). Ухудшение проницаемости в пристенной зоне скважины можно объяснить многообразием вышеперечисленных процессов и факторов, влияющих на проницаемость и пористость околоскважинного пространства, в т.ч. образованием кольматационного слоя вокруг стенки скважины в процессе выполнения технологических операций. Для описания коэффициента проницаемости скинзоны, в первом приближении, можно принять квадратичную функцию (1.7) где a и b – коэффициенты квадратичной функции, зависящие от параметров системы, (a и b >0).

k

k

ks

∆ ks RS

RK

r

Так как дебит скважины пропорционален градиенту давления dP/dr, запишем (1.8)

Подставим из (1.7) значение ks в уравнение (1.8) и проинтегрируем:

78 ROGTEC

where a and b are the quadratic function factors depending on the system parameters, (a and b >0).

k

k

ks

ksRS ks cp ksrc

∆ ks rc

RS

RK

r

Since the production rate of the well is proportional to the pressure gradient dP/dr, let’s write down (1.8)

Let’s insert from (1.7) the value ks in the equation (1.8) and integrate:

k = f ( r ). ∆ ks= ks Rs - ks rc

или

(1.7)

or

Рис. 1. Кривая изменения коэффициента проницаемости ks скин-зоны [rc, Rs ],

To describe the skin zone permeability factor, at a first approximation, a quadratic function may be assumed

Fig. 1. Curve of the permeability factor ks of the skin zone [rc, Rs ], k = f ( r ). ∆ ks = ks Rs - ks rc

ksRS ks cp ksrc rc

The impairment of permeability in the near-wall area of the wellbore may be explained with the multitude of the abovementioned processes and factors affecting the permeability and porosity of the near-wellbore area, including the formation of the incrustation layer around the wellbore wall during the process operations.

where P(rc) is the bottomhole pressure.

Then

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

где P(rc)- забойное давление. Тогда

As at r = Rs the reservoir pressure at the boundary Rs must be Rs , then (1.9) From the two last equalities we obtain a formula for calculating the pressure in the skin zone of the pay formation

Так как при r = Rs давление пласта на контуре Rs должно быть P(Rs) тогда (1.9) Из двух последних равенств получаем формулу для расчета давления в скин-зоне продуктивного пласта or, from (1.9), we can determine the fluid production rate adjusted for the quadratic relationship of the function

ks = f(r).

или из (1.9) можно определить дебит жидкости с учетом квадратичной зависимости функции ks = f(r).

2. Скин-зона. Взаимосвязь между основными гидродинамическими параметрами пласта и скважины Примечание: Скин-зона влияет на все гидродинамические параметры пласта и скважины. В связи с этим в данном разделе рассматривается взаимосвязь основных гидродинамических параметров, относящихся скин-зоне [rc , Rs].

2.1. Взаимосвязь между коэффициентами продуктивности реальной скважины Ks и проницаемости ks скин-зоны Дебит реальной скважины выразим через среднее значение коэффициента проницаемости ks cp. При этом скин-зону рассматриваем как однородную зону с коэффициентом проницаемости ks (1.6).

(2.1)

www.rogtecmagazine.com

2. Skin zone. Relationship between the key hydrodynamic parameters of the formation and the well Note: The skin zone affects all hydrodynamic parameters of the formation and the well. Due to that, in this section we describe the interrelationship between the key hydrodynamic parameters related to the skin zone [rc , Rs ].

2.1. Interrelationship between the productivity factors of the real well Ks and the permeability ks of the skin zone Let’s express the production rate of the real well through the average value of the permeability factor ks cp. In this case, we consider the skin zone as a uniform zone with the permeability factor ks (1.6).

(2.1)

The production rate of the ideal well (the formula symbols are shown in Fig. 2) (2.2)

ROGTEC 79

ДОБЫЧА Дебит идеальной скважины ( обозначения формулы указаны на рис. 2)

In this case, the productivity factor Ks of the real well will be (2.3)

(2.2) The productivity factor K of the ideal well При этом коэффициент продуктивности Ks реальной скважины составит (2.3)

(2.4) Having divided (2.3) by (2.4), we obtain

Коэффициент продуктивности K идеальной скважины (2.4)

It follows that (2.5)

Разделив (2.3) на (2.4), получим

From (2.5) it appears that the productivity factor value of the real well Ks is directly proportional to the value of the permeability factor ks of the skin zone, and their relative values are equal.

Отсюда (2.5) Из (2.5) следует, что значение коэффициента продуктивности реальной скважины Ks прямо пропорционально значению коэффициента проницаемости ks скин-зоны, а относительные их величины равны между собой.

2.2. Interrelationship between the production rate of the real well Qs and the permeability factor ks of the skin zone P3 - const; We consider the issue when the bottomhole pressures are equal: P3(k) = P3(ks).

Real rate of production

2.2. Взаимосвязь между дебитом реальной скважины Qs и коэффициентом проницаемости ks скин-зоны. P3 - const; Вопрос

Ideal rate of production

Дебит реальной скважины

When the bottomhole pressures are equal P3(k) = P3(ks) and, having divided Qs by Q, we obtain

рассматриваем при равенстве забойных давлений: P3(k) = P3(ks).

(2.6)

Дебит идеальной скважины При равенстве забойных давлений P3(k) = P3(ks) и, разделив Qs на Q, получим (2.6) или с учетом (2.5), запишем (2.7)

80 ROGTEC

or, with consideration of (2.5), we write down (2.7)

The formula (2.7) shows that the productivity factor value of the real well Qs is directly proportional to the values of the skin zone permeability factors ks and productivity factor Ks , and their relative values are equal. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Околоскважинное пространство с ухудшенной проницаемостью ks пласта

Околоскважинное пространство с естественной проницаемостью k пласта

Near-wellbore area with impaired permeability

Near-wellbore area with natural permeability k of the formation

ks of the formation

k

ks

скважина wellbore

PRS

Рис. 2. Схема для вывода основных зависимостей параметров пласта и скважины: 1 - кривая падения пластового давления при естественной проницаемости k пласта (k -проницаемость пласта идеальной скважины); 2 - кривая падения пластового давления в скин-слое при проницаемости ks ( ks - коэфф. проницаемости пласта реальной скважины);

PRS - давление пласта на контуре Rs; P3(k)- забойное

давление при естественной проницаемости k пласта; P3(ks) - забойное давление при ухудшенной проницаемости ks пласта (скин-зоны); Rs - радиус скин-зоны; h - мощность пласта; Rk - радиус контура питания; ∆ Pk - потери пластового давления при фильтрации жидкости в идеальной скважине (при естественной проницаемости пласта); ∆ Pks - потери давления при фильтрации жидкости в скин-слое с проницаемостью ks; ∆ ps потери забойного давления в результате ухудшения проницаемости пласта от k до ks в скин-слое. Формула (2.7) показывает, что значение дебита реальной скважины Qs прямо пропорционально значениям коэффициентов проницаемости скин-зоны ks и продуктивности Ks, а относительные их величины равны между собой. www.rogtecmagazine.com

∆ PK

P3(K)

∆ PS

P3(KS)

rC

RS

∆ PKS h

RK

Fig. 2. Diagram for deriving the key relationships between the formation and well parameters: 1 the curve of reservoir pressure decline at natural permeability k of the formation (k - formation permeability of the ideal well); 2 - the curve of reservoir pressure decline in the skin layer at permeability ks ( ks - permeability factor of the real well formation);

PRS - reservoir pressure at the boundary Rs; P3(k)

bottomhole pressure at natural permeability k of the formation; P3(ks) - bottomhole pressure at impaired permeability ks of the formation (of the skin zone); Rs - skin zone radius; h - formation thickness; Rk external reservoir boundary radius; ∆ Pk - reservoir pressure losses when the fluid is filtered in the ideal well (at natural permeability of the formation); ∆ Pks - pressure losses when the fluid is filtered in the skin layer with permeability ks; ∆ ps - bottomhole pressure losses as a result of impairment of the formation permeability from k to ks in the skin layer..

2.3. Relationship between the permeability factor ks of the skin zone and the reservoir pressure drop ΔPks when the fluid is filtered. We consider the issue when the production rates of the ideal well and the real well are equal: Q = Qs .

ROGTEC 81

ДОБЫЧА

2.3. Взаимосвязь между коэффициентом проницаемости ks скин-зоны и падением пластового давления ΔPks при фильтрации жидкости. Вопрос рассматриваем при равенстве дебитов идеальной и реальной скважин: Q = Qs .

The reservoir pressure losses ΔPk when the fluid is filtered to the bottomhole of the ideal well are determined by the Dupuit formula (see Fig. 2)

Потери пластового давления ΔPk при фильтрации жидкости к забою идеальной скважины определяется формулой Дюпюи (см. рис.2)

The total reservoir pressure losses ΔPks in the skin layer of the real well will be

Общие потери пластового давления ΔPks в скин-слое реальной скважины составят

Разделив

Having divided

ΔPk by ΔPks, we obtain (2.8)

With consideration of (2.7), we have

ΔPk на ΔPks, получим

(2.9)

(2.8) С учетом (2.7) имеем (2.9) Из формулы (2.9) видно, что общие потери пластового давления ΔPks в скин-слое обратно пропорционально значениям Qs, Ks, ks, а относительные их величины равны между собой.

2.4. Взаимосвязь между потенциальным дебитом Qnom(ks) реальной скважины и коэффициентом проницаемости ks. Потенциальным дебитом скважины называют дебит, который может быть получен при P3 = O. Динамический уровень скважинной жидкости при этом снижается до верхних перфорационных отверстий т.е.

P3=L∂. Пластовое давление остается без изменения, Pпл - const. Потенциальный дебит реальной скважины с учетом скин-зоны пласта составит

It can be seen from the formula (2.9) that the total reservoir pressure losses ΔPks in the skin layer are inversely proportional to the values Qs, Ks, ks, and their relative values are equal.

2.4. Interrelationship between the potential production rate Qnom(ks) of the real well and the permeability factor ks.

The potential production rate of the well is the production rate that can be obtained at P3 = O. The dynamic level of the well fluid in this case drops to the upper perforations, i.e. P3=L∂.

The reservoir pressure does not change, Pпл - const.

The potential rate of production of the real well with consideration of the formation skin zone will be

The potential rate of production of the ideal well will be

Having divided Qnom(ks) by Qnom(k), we obtain (2.10)

Потенциальный дебит идеальной скважины составит

With consideration of (2.9), we write down (2.11)

82 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Разделив Qnom(ks) на Qnom(k), получим

The potential production rate value Qnom(ks) of the real well is directly proportional to the permeability factor value ks of the skin zone, and their relative values are equal.

(2.10)

С учетом (2.9), запишем (2.11)

Значение потенциального дебита Qnom(ks) реальной скважины прямо пропорционально значению коэффициента проницаемости ks скин-зоны, а относительные их величины равны между собой. (Уважаемому читателю рекомендуется самостоятельно определить взаимосвязь между забойным давлением P3(ks) и коэффициентом проницаемости ks, а также между динамическим уровнем h∂(ks) и коэффициентом проницаемости). На основе анализа формул (2.5), (2.6), (2.8), (2.10) можно сделать фундаментальное заключение: любые изменения проницаемости пласта приводят к пропорциональному изменению его продуктивности, гидропроводности, забойного давления и динамического уровня жидкости, текущего притока и потенциального дебита, а безразмерные относительные их величины равны между собой.

(We advise the reader, at their discretion, to determine the interrelationship between the bottomhole pressure P3(ks) and the permeability factor ks, and also between the dynamic level h∂(ks) and the permeability factor).

Based on the analysis of the formulae (2.5), (2.6), (2.8), (2.10), we can draw a fundamental conclusion: any changes in the reservoir permeability lead to a proportional change of its productivity, hydroconductivity, bottomhole pressure and dynamic level of fluid, current flow and potential production rate, and their relative values are equal.

Therefore:

Δk⧠ΔK⧠Δℇ⧠ΔPs⧠(ΔP3)⧠Δhд⧠(ΔLд)⧠ΔQ⧠ΔQnom;

and also

(2.12)

Based on the fundamental conclusion and previous formulae, we write down the relationships for determination of the skin factor value S, as fundamental relationships, which reflect the uniformity and interrelationship between the key hydrodynamic parameters of the reservoir, well, and the lifting equipment (Tim’s formula)

Следовательно:

Δk⧠ΔK⧠Δℇ⧠ΔPs⧠(ΔP3)⧠Δhд⧠(ΔLд)⧠ΔQ⧠ΔQnom;

а также,

(2.12)

На основе фундаментального заключения и предыдущих формул запишем зависимости для определения значения скин-фактора S, как фундаментальные зависимости, отражающие единство и взаимосвязь между основными гидродинамическими параметрами пласта, скважины и подъемного оборудования (формула Тима)

(2.13) Полученные зависимости (2.13) показывают, что значение скин-фактора отражает равную долю www.rogtecmagazine.com

(2.13) The obtained relationships (2.13) show that the skin factor value reflects the equal share of the decline of the key hydrodynamic parameters of the reservoir and the well: factors of permeability ks and productivity Ks , increased losses of the reservoir ΔPks and dropped bottomhole

pressure P3(ks), current Q(ks) and potential Qnom(ks) production rates for the reservoir of the real well as compared with the ideal one.

Any ratios and relationships from (2.12) and (2.13) may be used for a quantitative evaluation of the pay formation tapping quality or the study of its current state in the course of well logging, flow testing and mud logging (GIS, GDIS and TIS) of the “reservoir-well-equipment” system.

In the next section we discuss the interrelationship between the key hydrodynamic parameters of the zonally heterogeneous formation.

ROGTEC 83

ДОБЫЧА ухудшения основных гидродинамических параметров пласта и скважины: коэффициентов проницаемости ks и продуктивности Ks , увеличение потери пластового

3. Zonally heterogeneous formations.

Relationship between its key hydrodynamic parameters

скважины по сравнению с идеальной.

We review (Fig. 3) a zonally heterogeneous formation of radial filtration, consisting of the external reservoir boundary zone [Rk, Rs ] with the natural permeability factor k and the skin zone of the near-wellbore area [Rs, ro] with the permeability factor ks .

ΔPks и снижение забойного давлений P3(ks), текущего Q(ks) и потенциального Qnom(ks) дебитов пласта реальной

Любые соотношения и зависимости из (2.12) и (2.13) могут быть использованы для количественной оценки качества вскрытия продуктивного пласта или исследования текущего его состояния в процессе проведения геофизических, гидродинамических и технологических исследований (ГИС, ГДИС и ТИC) системы «пласт-скважина-оборудование». В следующем разделе рассматриваем взаимосвязь основных гидродинамических параметров зональнонеоднородного пласта.

3. Зонально-неоднородный пласт. Взаимосвязь между его основными гидродинамическими параметрами

3.1. Relationship between the productivity factor of the real well Ks , and the permeability factor ks of the zonally heterogeneous formation.

To this effect, let’s discuss the production rate of the real well in a zonally heterogeneous formation. Ref. [8] describes four options of the formula derivation for calculation of the production rate to the bottomhole of the real well, i.e. with the zonal heterogeneity of the formation (3.8), (3.13), (3.17), (3.19)

or

Рассматривается (рис. 3) зонально-неоднородный пласт радиальной фильтрации, состоящий из зоны контура питания [Rk, Rs ] с коэффициентом естественной проницаемости k и скин-зоны околоскважинного пространства [Rs, ro] c коэффициентом проницаемости ks .

3.1. Взаимосвязь между коэффициентами продуктивности реальной скважины Ks и проницаемости ks зонально-неоднородного пласта. Для этого рассмотрим объемный приток (дебит) реальной скважины при зонально-неоднородном пласте. В работе [8] излагается в четырех вариантах вывод формулы для расчета дебита к забою реальной скважины, т.е. с зональной неоднородностью пласта (3.8), (3.13), (3.17), (3.19)

(3.1.)

The production rate of the ideal well is determined by the Dupuit formula (3.2)

In this case, the productivity factor Ks of the real well will be

или

(3.1.)

(3.3)

The productivity factor K of the ideal well (3.4)

84 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION PRODUCTION Околоскважинное пространство с ухудшенной проницаемостью ks пласта (скин-зона)

Near-wellbore area with impaired permeability of the formation (skin zone)

Околоскважинное пространство с естественной проницаемостью k пласта

ks

Near-wellbore area with natural permeability k of the formation

ks

k

скважина wellbore

PRS PПЛ P3(K)

∆ PS

P3(KS)

∆ PK

∆ PKS h

rC

Радиус скин-зоны Skin zone radius

RK

RS

Радиус контура питания External reservoir boundary radius

Рис. 3. Схема призабойной зоны неоднородного пласта по проницаемости: 1 - кривая падения пластового давления при естественной проницаемости k пласта (k -проницаемость пласта идеальной скважины); 2 - кривая падения пластового давления в скин-слое при проницаемости ks пласта; ks - коэфф. проницаемости скин-зоны пласта реальной скважины;

Rk - радиус контура питания; Rs - радиус скин-слоя;

k - коэффициент естественной проницаемости пласта; ks - коэффициент проницаемости скинзоны пласта; PПЛ - давление пласта на контуре питания Rk; PRS - давление пласта на контуре

Rs ; P3(k) - забойное давление при естественной проницаемости k пласта; P3(ks) - забойное давление при проницаемости ks пласта (с учетом скин-слоя); h - мощность пласта; ∆ Pk - потери пластового давления при фильтрации жидкости в идеальной скважине (при естественной проницаемости к пласта); ∆ Pks – общие потери пластового давления при фильтрации жидкости в реальной скважине (с учетом скин-слоя с проницаемостью пласта ks); ∆ ps потери забойного давления в скин-слое в результате ухудшения проницаемости пласта от k до ks. www.rogtecmagazine.com

Fig. 3. Diagram of the near-wellbore area of heterogeneous permeable formation: 1 - the curve of reservoir pressure decline at natural permeability k пласта (k -formation permeability of the ideal well); 2 - the curve of reservoir pressure decline in the skin layer at permeability ks of the formation; ks permeability factor of the skin zone of the real well formation;

Rk - external reservoir boundary radius; Rs - skin layer radius; k - natural permeability factor of the formation; ks - skin zone permeability factor of the formation; PПЛ - reservoir pressure at the external reservoir boundary Rk; PRS - reservoir pressure at the boundary Rs ; P3(k) - bottomhole pressure at natural permeability k of the formation; P3(ks) - bottomhole pressure at permeability ks of the formation (with consideration of the skin layer); h - formation thickness; ∆ Pk reservoir pressure losses when the fluid is filtered in the ideal well (at natural permeability of the formation); ∆ Pks – total reservoir pressure losses when fluid is filtered in the real well (with consideration of the skin layer with formation permeability ks); ∆ ps - bottomhole pressure losses in the skin layer as a result of impairment of the formation permeability from k to ks .

ROGTEC 85

ДОБЫЧА Дебит идеальной скважины определяется формулой Дюпюи

Having divided (3.3) by (3.4), we obtain

(3.2) При этом коэффициент продуктивности Ks реальной скважины составит (3.3)

or

(3.5)

where

(3.6)

Коэффициент продуктивности K идеальной скважины (3.4) Разделив (3.3) на (3.4), получим Let’s introduce a new symbol α and call it the formation heterogeneity factor, as the proportionality factor honouring the formation permeable heterogeneity.

With consideration of (3.6), we write down или

где

(3.5)

(3.6)

Введем новое обозначение a и назовем его коэффициентом неоднородности пласта, как коэффициент пропорциональности, учитывающий неоднородность пласта по проницаемости. С учетом (3.6) запишем (3.7)

Из (3.7) следует вывод, что значение коэффициента проницаемости ks прямо пропорционально значению коэффициента продуктивности Ks реальной скважины и обратно пропорционально коэффициенту неоднородности пласта a.

(3.7) From (3.7), a conclusion is drawn that the permeability factor value ks is directly proportional to the productivity factor value Ks of the real well and inversely proportional to the formation heterogeneity factor a.

An analysis of the expressions (3.5) and (3.6) demonstrates that the formation heterogeneity factor a affects the permeability factor ks of the skin zone logarithmically, i.e. insignificantly as compared with the permeability k of the external reservoir boundary.

3.2. Relationship between the production rate Qs of the real well and its permeability factor ks of the zonally heterogeneous formation.

P3-const; ( P3(k )= P3(ks) ).

Real well rate of production

Анализ выражений (3.5) и (3.6) показывает, что коэффициент неоднородности пласта a влияет

86 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION на коэффициент проницаемости ks скин-зоны логарифмически, т.е. незначительно по сравнению с проницаемостью k контура питания.

3.2. Взаимосвязь между дебитом Qs реальной скважины и его коэффициентом проницаемости ks зонально-неоднородного пласта. P3-const; ( P3(k )= P3(ks) ).

Ideal well rate of production

Having divided Qs by Q, we obtain

Дебит реальной скважины or, with consideration of (3.6) and (3.7), we write down (3.8) The formula (3.8) demonstrates that the permeability factor value ks is directly proportional to the production rate value of the real well Qs and inversely proportional to the formation heterogeneity factor α .

Дебит идеальной скважины

3.3. Relationship between the permeability factor ks of the zonally heterogeneous formation and the reservoir pressure drop ΔPks when the fluid is filtered Q – const.

Разделив Qs на Q, получим

The reservoir pressure loss ΔPk when the fluid is filtered to the bottomhole of the ideal well is determined by the Dupuit formula или с учетом (3.6) и (3.7) запишем (3.8) Формула (3.8) показывает, что значение коэффициента проницаемости ks прямо пропорционально значению дебита реальной скважины Qs и обратно пропорционально коэффициенту неоднородности пласта a.

The total reservoir pressure losses ΔPks in the zonally heterogeneous reservoir, i.e. with consideration of the skin layer, are determined using the formula (3.6) [8]

Having divided ΔPk by ΔPks, we obtain

3.3. Взаимосвязь между коэффициентом проницаемости ks зонально-неоднородного пласта и падением пластового давления ΔPks при фильтрации жидкости Q – const. Потеря пластового давления ΔPk при фильтрации жидкости к забою идеальной скважины определяется формулой Дюпюи

Общие потери пластового давления ΔPks в зональнонеоднородном пласте, т.е. с учетом скин-слоя www.rogtecmagazine.com

With consideration of (3.6) and (3.8), we have (3.9) It can be seen from formula (3.9) that the permeability factor value ks is inversely proportional to the reservoir pressure drop ΔPks when the fluid is filtered in a zonally heterogeneous formation.

ROGTEC 87

ДОБЫЧА

3.4. Relationship between the potential production rate, Qnom(ks), of the heterogeneous formation and its permeability factor, ks, (Рз(ks) and (P3(ks) и P3(k) =0).

определяют по формуле (3.6) [8]

Разделив ΔPk на ΔPks, получим

The potential rate of production of the real well with zonal heterogeneity zone will be -

С учетом (3.6) и (3.8), имеем (3.9) Из формулы (3.9) видно, что значение коэффициента проницаемости ks обратно пропорционально падению пластового давления ΔPks при фильтрации жидкости в зонально-неоднородном пласте.

3.4. Взаимосвязь между потенциальным дебитом Qnom(ks) неоднородного пласта и его коэффициентом проницаемости ks (P3(ks) и P3(k) =0).

The potential rate of production of the ideal well

Having divided Qnom(ks) by Qnom(k),we obtain

With consideration of (3.6) and (3.9), we write down

Потенциальный дебит реальной скважины с зональной неоднородностью пласта составит

(3.10) The permeability factor value ks of the zonally heterogeneous formation is directly proportional to the potential production rate value Qnom(ks).

Based on the analysis of the formulae (3.7), (3.8), (3.9), (3.10), we can draw a fundamental conclusion: any changes in the zonally heterogeneous reservoir permeability lead to a proportional change of its productivity, hydroconductivity, bottomhole pressure and dynamic level of fluid, current flow and potential production rate, and their relative values are equal.

Потенциальный дебит идеальной скважины

Разделив Qnom(ks) на Qnom(k), получим

Conclusion

С учетом (3.6) и (3.9), запишем (3.10) Значение коэффициента проницаемости ks зонально-неоднородного пласта прямо

88 ROGTEC

The issues and problems discussed in this work, including [8 and 9], belong to the basic concepts of the reservoir hydrodynamics. The article [8] provides a substantiated analysis of the existing concept of skin factor. We identify the errors made in the formulae used for determining the skin factor and the loss of pressure in the skin layer when the fluid is filtered. In this view, a detailed and consistent analytical derivation of its formula is provided. The analytical derivation of the skin factor formula is corroborated by the derivations of its formula through the following indicators - “production rate - pressure”, “production rate - level”, and also www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION пропорционально значению потенциального дебита Qnom(ks). На основе анализа формул (3.7), (3.8), (3.9), (3.10) можно сделать фундаментальное заключение: любые изменения проницаемости зонально-неоднородного пласта приводят к пропорциональному изменению его продуктивности, гидропроводности, забойного давления и динамического уровня жидкости, текущего притока и потенциального дебита, а безразмерные относительные их величины равны между собой.

Заключение

Вопросы и проблемы, рассмотренные в этой работе, включая [8 и 9] относятся базовым положениям гидродинамики пласта. В статье [8] приводится обоснованный анализ существующей концепции скин-фактора. Указываются ошибки, допущенные в формулах для определения скинфактора и потери давления в скин-слое при фильтрации жидкости. В связи с этим дается подробный и последовательный аналитический вывод его формулы. Аналитический вывод формулы скин-фактора подтверждается выводами его формулы через индикаторные линии «дебит – давление», «дебит – уровень», а также по значениям забойного давления и потенциального дебита. Указывается влияние радиуса скин-слоя и коэффициента проницаемости на величину притока жидкости в скважину. Приводится вывод формулы скин-фактора для зональнонеоднородного пласта. Приводится критический анализ существующей формулы для определения притока жидкости к забою реальной скважины, конкретно указываются допущенные ошибки и в четырех вариантах приводится вывод формулы для определения притока жидкости в скважину при зональной неоднородности пласта. Указываются ошибки, допущенные в формуле для определения приведенного радиуса скважины. Приводится новое определение приведенного радиуса скважины и дается вывод его формулы. На основе теоретических и промысловых исследований, выполненных в области гидромеханики совместной работы пласта, скважины и подъемного оборудования, а также по полученным результатам данной работы установлены фундаментальное заключение и фундаментальные зависимости, отражающие единство и взаимосвязь между основными гидродинамическими параметрами пласта, скважины и подъемного оборудования. www.rogtecmagazine.com

through the values of the bottomhole pressure and the potential production rate. The effect of the skin layer radius and the permeability factor on the amount of fluid flow to the wellbore is also described. A derivation of the skin factor formula is provided for the zonally heterogeneous formation. A critical analysis is provided for the existing formula used to determine the fluid flow to the bottomhole of the real well, the errors made are specifically indicated, and four options are provided for the derivation of the formula used for calculation of the fluid flow to the wellbore in case of the zonal heterogeneity of the formation. Errors are identified that were made in the formula used for determination of the equivalent radius of the well. A new definition for the equivalent radius of the well is provided, and its formula derivation is given.

Based on the theoretical and field investigations performed in the sphere of hydromechanics of the joint operation of the reservoir, the well, and the lifting equipment, and also based on the results obtained in this work, we have established the fundamental conclusion and fundamental relationships reflecting the uniformity and relationship between the key hydrodynamic parameters of the reservoir, well, and the lifting equipment.

References

1. R. S. Mufazalov. Skin factor and its significance for assessment of the state of the pay formation’s nea wellbore area. Ufa: UGNTU Publishing Office. 2005. 44 pages.

2. R. S. Mufazalov. Skin factor and its significance for assessment of the state of the pay formation’s near wellbore area. // Scientific-technical magazine “Tekhnologii TEK” (“Fuel & Energy Complex Technologies”), Issue 3 (34).

2007. Pages 36-42.

3. R. S. Mufazalov. Historical errors and mistakes made in the oil reservoir hydrodynamics theory when deriving the skin factor formula. // Proceedings of the international research-and-practice conference “Innovative technologies in hydrocarbons geology and development”. Kazan: NPO Reper Publishing Office. 2009. Pages 303-310.

4. R. S. Mufazalov. Skin Factor. Fundamental relationships between the reservoir, well, and equipment parameters. // Proceedings of the international research-and-practice conference “Topical issues of mature oil and gas fields development”. Ufa: UGNTU Publishing Office. 2010. Pages 80-93.

5. R. S. Mufazalov. Skin Factor. Fundamental relationships between the reservoir, well, and equipment parameters. // Proceedings of the international research-and-practice

ROGTEC 89

ДОБЫЧА

Литература

1. Муфазалов Р.Ш. Скин-фактор и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта. Уфа: Изд-во УГНТУ. 2005. 44 с.

2. Муфазалов Р.Ш. Скин-фактор и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта. // Научно-технический журнал «Технологии ТЭК» №3(34). 2007. С.36-42.

3. Муфазалов Р.Ш. Исторические ошибки и заблуждения, допущенные в теории гидродинамики нефтяного пласта при выводе формулы Скинфактора. // Материалы международной научнопрактической конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов». Казань: Изд-во НПО «Репер».

2009. С.303-310.

4. Муфазалов Р.Ш. Скин-Фактор. Фундаментальные зависимости параметров пласта, скважины и оборудования. // Материалы международной научнопрактической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях». Уфа: Изд-во УГНТУ. 2010. С.80-93.

5. Муфазалов Р.Ш. Скин-Фактор. Фундаментальные зависимости параметров пласта, скважины и оборудования. // Материалы научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа ». Уфа: ГУП «ИПТЭР».

2010. С.32-50.

6. Муфазалов Р.Ш. Исторические ошибки и заблуждения, допущенные в теории гидродинамики нефтяного пласта и их последствия. Часть 1, 2, 3. // Труды 12 - Международного симпозиума «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение». Казань: «Центр Оперативной Печати». 2011. С.409-464.

7. Муфазалов Р.Ш. Скин-Фактор. Фундаментальные зависимости параметров пласта, скважины и оборудования. // Материалы международной молодежной конференции «Экологические проблемы нефтедобычи». Уфа: РИЦ БашГУ. 2012. С.75-116.

8. Муфазалов Р.Ш. Скин-фактор. Исторические ошибки и заблуждения, допущенные в теории гидродинамики нефтяного пласта. Георесурсы. № 5.

2013. С. 34-48.

9. Mufazalov R.Sh. SKIN FACTOR and its importance for evaluating borehole environmental conditions for a productive formation. // «ROGTEC», Oil & Gas Magazine.

Is. 19. Р. 18-36.

90 ROGTEC

conference “Problems and methods of ensuring reliability and safety of the oil, oil product and gas transportation systems”. Ufa: GUP “IPTER”. 2010.

Pages 32-50.

6. R. S. Mufazalov. Historical errors and mistakes made in the oil reservoir hydrodynamics theory, and their effects. Part 1, 2, 3. // Works 12 of the international symposium “Power reserource efficiency and power saving”. Kazan: “Operative Printing Centre”. 2011.

Pages 409-464.

7. R. S. Mufazalov. Skin Factor. Fundamental relationships between the reservoir, well, and equipment parameters. // Proceedings of the international youth conference “Environmental issues related to the oil production”. Ufa: RIC BashGU. 2012. Pages 75-116.

8. R. S. Mufazalov. Skin Factor. Historical errors and mistakes made in the oil reservoir hydrodynamics theory. Georesources. Issue 5. 2013. Pages 34-48.

9. Mufazalov R.Sh. SKIN FACTOR and its importance for evaluating borehole environmental conditions for a productive formation. // «ROGTEC», Oil & Gas Magazine. Is. 19. Р. 18-36.

Author:

Robert Mufazalov Director of “Timurneftegaz” Scientific and Production Company.

Scientific interests: techniques and technology of drilling, hydraulics, hydromechanics of oil production, hydroacoustics, petrochemistry, developing and creating high technologies for the fuel and energy complex and the oil and gas chemistry complexes.

260 scientific publications including 117 inventions, 14 monographies, 4 university textbooks.

Сведения об авторе: Robert Mufazalov

Роберт Шакурович Муфазалов. Директор научнопроизводственной фирмы «Тимурнефтегаз». Научные интересы: техника и технология бурения, гидравлика, гидромеханика добычи нефти, гидроакустика, нефтехимия, разработка и создание высоких технологий для топливно-энергетического и нефтегазохимического комплексов.

260 научных публикаций, в т.ч. 117 изобретений, 14 монографий, 4 учебники для вузов. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

РОССИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ SPE 26-28 октября 2015

Платиновый спонсор

Платиновый спонсор

ИнфоПространство, Москва

РЕГИСТРАЦИЯ ОТКРЫТА

Золотой спонсор

на сайте конференции: www.spe.org/events/rpc/2015

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 91

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

Экономия 15% при подписке на 2 года! Экономия 25% при подписке на 3 года! Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по эл. почте на circulation@rogtecmagazine.com Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.

Save 15% by subscribing for 2 years!

Save 25% by subscribing for 3 years!

To start the process, complete your details below, scan and e-mail to circulation@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

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

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC 41

ИНТЕРВЬЮ

Эксклюзивное интервью Орландо Рамиреза, генеральный директор Stockholm Precision Tools (SPT ) Closure Interview, Orlando Ramirez, CEO, Stockholm Precision Tools, SPT 94 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW 1. С момента основания в1996 г. Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) превратилась из молодой, начинающей компании в мирового лидера по производству уникального геонавигационного оборудования. Расскажите, пожалуйста, нашим читателям немного о Вашей компании и Вашей роли в её развитии. Действительно, компания Stockholm Precision Tools AB (SPT AB) была основана в далеком 1996 г. в городе Мальбергет на севере Швеции. С первых дней основания она занималась разработкой инклинометрических навигационных измерительных систем. Моё профильное образование позволило мне направлять компанию в область проектирования, конструирования и производства актуального и востребованного оборудования. Понимая, что конкурентоспособность и рост компании на современном нефтесервисном рынке невозможны без инновационно-технических преимуществ, мы инвестировали и продолжаем вкладывать 25% от всех вырученных средств в исследования и совершенствование технологий приборостроения, гироскопии и микроэлектроники. Очень скоро SPT AB вышла на мировой рынок, где нашими заказчиками стали крупнейшие компании нефтяного, газового и горнодобывающего секторов. На сегодняшний день мы активно расширяем географию своего присутствия – имеем широкую клиентскую базу более чем в 35 странах мира, а также представительства компании в Австралии, Аргентине, Канаде, Исландии, Испании, Финляндии и, конечно же, в России.

2. Какую линейку приборов Вы представляете на российском рынке, и какое применение нашли Ваши приборы в работе сервисных компаний при разработке нефтегазоносных пластов? При непростых обстоятельствах современного поисково-разведочного рынка и при повышенной сложности работ и высоких требованиях в области промышленной и экологической безопасности, рационального недропользования, оптимизации издержек производства и мировой экономической нестабильности, буровым подрядчикам все чаще приходится сталкиваться со строительством наклонно-направленных, горизонтальных, а также многоствольных скважин в осложненных геологических условиях. Данные типы скважин позволяют решать актуальную проблему по «реанимированию» старых нефтегазовых залежей. Смело можно утверждать, что рациональным решением станут инвестиции в современные методики геолого-разведочных работ, в www.rogtecmagazine.com

1. Since its founding, in 1996, SPT has risen from start-up to a global supplier of downhole surveying tools. Tell our readers a little bit about the company and also your role within the organization?

Since founding SPT, Stockholm Precision Tools, in Sweden in 1996, as CEO, I have been in charge of daily operations and developing worldwide business for the company. My engineering background also allows me to focus on the companies R&D operations, ensuring we offer only the latest and most advanced tools on offer to the market.

SPT is a global leader in developing high end directional navigation measurement systems and our products are used by the largest oil, gas and mining companies in the world.

In our early years, we worked on the most important projects within the Swedish O&G and mining sector, before expanding across the globe to service today, customers based in over 35 countries, serviced from our offices in Argentina, Australia, Canada, Ecuador, Spain, Chile and not forgetting our regional offices and facilities in Russia.

At SPT we also understand the need for continued competitiveness, and the growth of the company, in today’s highly competitive oilfield services market, would not be possible without innovation and technical advantages. We have, therefore invested, and will continue to invest 25% of our revenues in research and technology improvement for our instrumentation, gyroscopes and microelectronics products range.

2. What product range do you offer in Russia and what are their applications within the regions vast and differing hydrocarbon reserves?

We offer state-of-the-art North Seeking Gyro solutions.

Our downhole survey instruments are capable of surveying in Continuous Mode (non-stop) which means time and money saving. This technology is a “must have” for directional drilling, wellbore placement and downhole orientations. Its rugged construction and reliable data place SPT as a leading North Seeking Gyro provider.

Our presence in Moscow has rapidly developed from having a simple trade rep office into a fully staffed and highly trained center, building long-term relationships and strategies with our local customers.

We need to stress that our company’s policies are based on ensuring an individual approach to every client, considering their needs, and providing timely, high precision, reliable tools and top-quality service.

ROGTEC 95

ИНТЕРВЬЮ высокоэффективное передовое оборудование. И именно наши инклинометры полностью отвечают требованиям современного рынка. В России мы представляем целую линейку приборов. Данные приборы предназначены для определения зенитного угла, географического азимута и угла установки отклонителя бурильного инструмента относительно апсидальной плоскости и географического меридиана. Их применение увеличивает точность проводки скважин по проекту, дает более точное положение забоя и исключает интерференцию скважин, что служит увеличению коэффициента извлечения запасов, а также гарантирует существенное снижение затрат на дополнительное бурение. Особой гордостью для нас является гироинклинометр GyroTracer Directional™, который уже известен на российском рынке. Гироскопический инклинометр GyroTracer Direcional™ работает в непрерывном режиме съемки и имеет малые габариты, высокую точность съемки, малое энергопотребление, надежность и технологичность. Гироинклинометр не требует предварительной калибровки и ориентации в устье перед началом замера, имеет высокую скорость движения скважинного прибора по стволу. Оборудование подобного уровня, обладающее высокоточной и непрерывной съемкой, на российском рынке не представлено, и мы уверены, что GyroTracer Directional™ со временем займет лидирующие позиции в своем сегменте. Мы имеем хорошие отзывы от наших клиентов в России. Так, после полевых испытаний ОАО «Башнефтегеофизика» дало положительный отзыв о GyroTracer Directional™ и отметило, что «подготовка к замерам занимает очень мало времени. Дополнительных калибровок на широте места измерения не требуется, вводятся только значения широты в настройках». Следует подчеркнуть, что важнейшими задачами для SPT AB являются обеспечение индивидуального подхода к каждому клиенту, учитывая специфику его деятельности, предоставление высокоточного и надежного оборудования последнего поколения и высококлассный сервис. Все это легче обеспечить в непосредственной близости к клиенту, именно поэтому сформировано два подразделения в Москве: сервисный и обучающий центр для клиентов из России и стран СНГ. Здесь все наши клиенты смогут получить сервисное обслуживание и ремонт приборов, а персонал предприятий получит возможность обучиться работе с приборами. Кроме того, наш офис обеспечивает быстрые поставки оборудования без временных издержек на таможенную очистку и пр.

96 ROGTEC

Providing all of the above is easier if you are based near your client, so we opened two SPT branches in Moscow, a service center and a training center for our Russian and CIS customers. Here we provide round the clock maintenance service and equipment repair for all our clients. Additionally, their staff can also enroll for SPT training programs in order to maximize their knowledge and the use of new equipment.

Our branch also provides fast-track equipment delivery without wasting substantial amounts of time on customs clearance and other formalities.

Yet the success of Stockholm Precision Tools is based, above all, on the unique character of our products.

Presently we are unveiling to the Russian market a hightech continuous gyroscopic inclinometer GyroTracer Directional. The tool has been well received by our Russian clients, it’s technologically innovative and has several advantages over Russian and foreign gyro inclinometers; high precision and continuous recording under stress load conditions at up to 103 MPa pressure and temperatures up to 150 C, with optimal weight and size parameters. Additionally, it does not require pre-calibration and in-mouth orientation prior to the measurement.

We have received great feedback from our Russian clients to date. Recently, Bashneftegeofizika had great success using our GyroTracer Directional, noting that “No time wasting setting up the probe as only few minutes are required. There is no need for field calibrations and the operator only has to key in the latitude data; orientation operations are also very fast”.

3. With both local and international companies selling downhole gyro-surveying systems into the region, why should a drilling contractor or service company consider using SPT products over another?

As high end manufacturers, we understand that everything begins with the selection of the materials and SPT only works with best in class suppliers.

Our dedicated team of highly skilled engineers bring craftsmanship to technology and ensures our instruments are rugged, reliable and extremely accurate, as well as measuring in continuous mode at speeds of up to 150m/min. Moreover we consider our customer´s operations as our own, and have round the clock, 24/7 Customer Support Services available for all our customers at any time.

I also mentioned in my answer to Q1, we invest 25% of the company’s revenues on pure R&D investments. This ensures our products are constantly at the forefront of www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW 3. Не секрет, что современный рынок России предлагает геонавигационное оборудование как отечественных производителей, так и иностранных. В чем преимущество Ваших приборов? Позиционирование нашей компании строится на открытости к инновациям — чтобы развиваться, необходимы новые идеи и свежие взгляды и, самое важное, готовность совершенствовать свой продукт под нужды заказчика. Именно поэтому у нас работают только высококвалифицированные специалисты, готовые внедрять передовые технологии в своей области. Это инженеры экстракласса, они не умеют работать над сегодняшними приборами, они умеют работать над оборудованием завтрашнего дня. Также мы большое внимание уделяем производству, работаем только с надежными поставщиками материалов и элементов. Как было сказано ранее, мы стабильно инвестируем до четверти всех доходов в наши разработки, так, в результате данных работ были поставлены в серийное производство гироскопические инклинометры, работающие в режиме непрерывной съемки, а также гироинклинометры, исполненные в высокотемпературном режиме, способные работать в горячих скважинах при агрессивных температурах до +150 С°. Российские и западные производители не имеют аналогов, соответствующих техническим характеристикам нашего оборудования.

4. Каковы преимущества использования именно гироскопического инклинометра по сравнению с более дешёвыми микроэлектромеханическими системами (MEMS)? Ответ прост: результаты - это самое очевидное доказательство! Использование MEMS датчиков угловой скорости не позволяет производить гирокомпасирование - привязку к географическому меридиану внутренними средствами прибора, т.е. MEMS система не автономна и требует внешней начальной www.rogtecmagazine.com

technological advances and gives our customers the confidence that they are purchasing a premium product that ensures the most accurate results on the market.

Within the downhole borehole measurement arena, you want to ensure the most accurate results possible as the smallest error in borehole placement could cost the asset owner millions in lost revenue.

4. What are the advantages of using a real gyro tool in comparison to a cheaper micro electromechanical systems (MEMS)?

To put it simply, results . . . clear, proven results!

MEMS Technology is an indirect method of measurement, which means that the operator needs to provide the starting azimuth to the equipment. This system is not capable of surveying by itself.

Additionally this kind of technology usually needs to stop every 5 meters in order to extrapolate the previous data. This means that the liability on the survey data will be always the contractor.

SPT´s North Seeking Gyros eliminates the possibility of human error as the instrument measures the earth’s rate of rotation to determine its position.

Another very important factor is that the North Seeking Gyro will always find true north regardless of downhole magnetic interference that is often found in downhole environments (from casing, tools or naturally occurring magnetic conditions in the hole or formation). SPT´s North Seeking Gyro ensures accurate results that are not affected by these conditions, such as a MEMS system would.

5. With the price of oil down and a fluctuating Ruble, how is business for SPT in Russia at the moment?

Like many companies, SPT understands the current market conditions and of course, the price of oil affects most industry players. But at SPT, our products help our customers maximize their assets and that can mean huge time and cost savings in the initial stages of operations and of course, the potential for increase in

ROGTEC 97

ИНТЕРВЬЮ asset yields in the long term is massive. We are talking many millions over the life of the asset itself.

So at SPT, during these turbulent times with regional uncertainties, our products are helping customers save time and money and more importantly increase long term revenues. This has ensured SPT products are a first choice for customers in Russia and has helped SPT to continue to expand its reach and customer base in the region.

6. What recent success stories have you had in the region?

Our products have been hugely successful and widely used at the kickoff of the side gussets and inclination in Western Siberia. Our company’s priority is now the opening of a service center in the Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug (Khanty) region, which will also cover the Yamalo-Nenets Autonomous Okrug (YaNAO) area. выставки - ввода начального направления, начального азимута. Кроме того, при использовании MEMS-приборов необходимы остановки с 5-метровыми интервалами для экстраполяции полученных ранее данных. Это означает, что за надежность съемки всегда отвечает подрядчик, а это определенные риски. Гироскопический инклинометр SPT исключает возможность ошибки оператора, поскольку для определения положения прибор измеряет скорость вращения Земли. Еще одним важным преимуществом гироскопических инклинометров SPT является то, что приборы всегда определяют истинный север несмотря на воздействие электромагнитного поля, которое часто наблюдается в скважинах (в обсадной колонне, при присутствии другого оборудования, при естественных магнитных искажениях в скважине или пласте). В отличие от систем MEMS приборов, гироскопический инклинометр SPT не подвержен влиянию внешнего магнитного поля.

5. Учитывая сложные времена - падающую мировую цену на нефть и колеблющийся курс рубля, как у компании SPT идет бизнес в России в настоящее время? Текущая мировая экономическая ситуация, связанная с введением рядом стран санкций в отношении российского нефтегазового комплекса и девальвацией рубля, с одной стороны, создала конкурентные условия среди игроков рынка, а с другой стороны, показала по-настоящему надежных поставщиков, которые способны

98 ROGTEC

Additionally, our instruments actively and successfully operate in the Volga and Far East.

SPT products are not only trusted across the region, but have delivered the required results and benefits that our customer demand.

7. Are you currently working in Kazakhstan, Azerbaijan, or Turkmenistan? What expansion plans do you have for the Caspian region?

All of SPT´s regional operations are ran from our Moscow branch, with our technical teams experienced in business across all the former soviet countries. We are actively engaged in advanced discussions in both Kazakhstan and Azerbaijan and the Caspian region is certainly a key area of growth for SPT and we look forward to expanding our profile in these countries.

8. What is your forecast for SPT globally and also for the Russian market in the coming years?

Accurate wellbore placement and well orientation is hugely important and plays a key role in maximizing the profits of an asset. SPT´s state-of-the-art North Seeking Gyro is the most advanced and accurate tool on the market and our customers increasingly understand the huge benefits that SPT´s products offer, both short and long term. We will, as always, continue to invests heavily in R&D, work closely with our customers and partners and will continue to ensure that SPT surveying tools are the most advanced and accurate on the market.

The forecast for SPT both regionally and globally is very strong. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW сохранить прежние сроки отгрузки оборудования и сервиса. Так, объемы эксплуатационного бурения в стране сократились, но в то же время оно стало высокотехнологичным. Разумеется, более востребованным становится современное оборудование, которое способно сократить временные и финансовые затраты наших заказчиков. Мы оказались на волне - несмотря на неспокойные времена, российский клиент, используя наши приборы, приборы SPT AB, смотрит в будущее и уже сегодня заботится о сохранении капиталов завтрашнего дня. Ориентированность на технологичность рынка определенно дает нам возможность развиваться в России.

6. Каковы, на Ваш взгляд, перспективы SPT на российском рынке геолого-геофизических работ? Каких успехов Вы уже достигли, работая в России? Стремление активно работать в России всегда было для нас своего рода мощным импульсом к развитию. Имея такую богатую историю нефтегазового сектора и природные ресурсы, которые создают совершенно разные задачи для геофизических работ, мы находимся постоянно в движении. Традиционно многие годы наши приборы активно использовались и используются при зарезке боковых, ориентировании клиньев, и инклинометрии скважин в Западной Сибири, соответственно, для нашей компании стоит приоритетом открытие сервисного центра в ХантыМансийском автономном округе (ХМАО), который также покрывал бы в обслуживании и ЯмалоНенецкий автономный округ (ЯНАО). Также наши приборы активно эксплуатируются в Поволжье и на Дальнем Востоке. Сейчас мы упорно работаем над увеличением портфеля заказов и строим самые большие планы на расширение своего присутствия на рынке России.

8. Каковы ваши прогнозы относительно деятельности SPT AB на мировом и российском рынке в ближайшие годы? Этот год, как известно, сложный для большинства мировых и российских игроков рынка, и мы надеемся, что тенденция интереса к высокотехнологичному оборудованию, при условии оптимизации издержек производства, снижаться не будет. А мы, в свою очередь, готовы предлагать своему клиенту высокоэффективные технологии, сжатые сроки поставки и четкое соблюдение своих обязательств в сервисном сопровождении. Отрадно отметить, что позиции наших региональных представительств укрепляются, мы активно сотрудничаем с нашими заказчиками, расширяя наше деловое партнерство. Мы намерены задействовать весь потенциал SPT AB для сохранения своих позиций и дальнейшего совершенствования нашего оборудования.

7. Ваше присутствие на российском рынке весьма существенно, а как дела обстоят с работой в Казахстане, Азербайджане? Каковы ваши планы в Каспийском регионе? Безусловно, мы не разделяем клиентов из России и стран СНГ, все региональные операции SPT проводятся на базе московского офиса. Группы наших технических специалистов имеют большой опыт работы во многих бывших советских республиках. На сегодняшний день мы активно принимаем участие в продвижении наших инклинометров в деловых кругах нефтегазовой и горнорудной отрасли как в Казахстане, так и в Азербайджане. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 99

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

p.21

p.35

p.19

gas-forum.ru

kazenergyforum.com

rao-offshore.com

p.07 & p.17

p.05

p.25 &p.47

halliburton.com

edp.mtu-online.com

rpi-conferences.com

p.04

11

p.51

hardbandingsolutions.com

nabors.com

siemens.com/energy

p.33

p.91

spe-gubkin.ru

n-g-k.ru

spe.org

p.23 & ibc

p.09

p.13

ite-exhibitions.com

nov.com

stockholmprecisiontools.com

100 ROGTEC

p.89

www.rogtecmagazine.com

2015 ASTANA, SEPTEMBER 15th 2015 Kazakhstan’s Largest Dedicated Drilling Technology Event, in Association with General Event Partner and Platinum Sponsor JSC NC KazMunayGas

Roundtable Style Format Focusing on Key Drilling Challenges, Including: • Complex reservoirs • HP/HT wells • Drilling through low pressure zones • Mud loss • Wellbore stability • Limited internal infrastructure • Lack of sea route to get drilling equipment in country • Harsh winter environment & need for winterized rigs • Rig safety and HSE

“Tomorrow’s Drilling, Delivered Today”

www.kazdr.kz