Rogtec issue 42 by ROGTEC Magazine

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Технология за Круглым Столом: ГРП Technology Roundtable: Fracturing Интервью ROGTEC: Мурат Абдигалиев, Директор депратамета по бурению и обслуживанию месторождений, АО НК «КазМунайГаз» The ROGTEC Interview : Murat Abdigaliyev, Director, Drilling and Oilfield Services, JSC NC KazMunayGaz «Газпром нефть»: Возвращение на Ачимовку Gazprom Neft: Return to Achimov

Официальное издание KDR-2015 Official Publication to KDR 2015 Встречайте этот выпуск на KIOGE 2015 и KazEnergy See this issue at KIOGE 2015 & KazEnergy

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

Зачем наносить простое армирующее покрытие... Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director 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. Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Lacal 26, 29680 Estepona, Spain. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG Worldwide Publishing S.L. Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact circulation@rogtecmagazine.com for further information. Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: circulation@rogtecmagazine.com. ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Lacal 26, 29680 Estepona, Spain. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from TMG Worldwide Publishing S.L.

когда вы можете нанести покрытие

DURABAND ® ! Не довольствуйтесь обыкновенным армирующим покрытием. Настаивайте на применении Duraband NC... самого надежного в мире армирующего покрытия! НА 100% ЗАЩИЩАЕТ ОТ ТРЕЩИН И ВОССТАНАВЛИВАЕТСЯ Отличная защита бурильных и обсадных труб Не требует удаления существующего армирующего покрытия Повторное нанесение стоит всего 25% стоимости конкурирующих продуктов Обучение на месте для компаний, впервые применяющих данное покрытие

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено «Салым Петролеум Девелопмент» Front cover image is supplied courtesy of Salym Petroleum Development

6 ROGTEC

Колин Дафф, colin.duff@hardbandingsolutions.com www.hardbandingsolutions.com hbs550@hardbandingsolutions.com

Содержание

Contents

«Газпром нефть»: Возвращение на Ачимовку

Gazprom Neft: Return to Achimov

СПД: Методы Увеличения Нефтеотдачи и технология АСП

SPD: Enhanced Oil Recovery Methods and ASP Technology

СПД: Лабораторные и полевые испытания заводнения АСП

SPD: Laboratory and Field Tests for an ASP Flooding Project

Технология за Круглым Столом: ГРП

Technology Roundtable: Fracturing

Интервью ROGTEC: Мурат Абдигалиев, Директор по буровым проектам, АО НК «КазМунайГаз»

The ROGTEC Interview: Murat Abdigaliyev, Director, Drilling and Oilfiled Services, JSC NC KazMunayGas

RPI: Бурить не числом, а умением

RPI: Drilling Quality, Not Quantity

Поездки команды ROGTEC!

ROGTEC on the Road!

Эксклюзивное интервью Денис Иванов, Генеральный директор Nabors Russia

Closure Interview, Denis Ivanov, General Director for Nabors Russia

14 8 ROGTEC

60 www.rogtecmagazine.com

Там, где другие видяТ препяТсТвия, BAROID видиТ возможносТи Лучшее решение — избежаТь пробЛем еще до их появЛения В 1957 году вирусологи научились предотвращать одну из самых страшных болезней в мире — полиомиелит. Так же и мы в подразделении Baroid не просто «лечим» проблемы, мы их предотвращаем. Взять, к примеру, потерю циркуляции. Такая ситуация может возникнуть в силу самых разных причин. Поэтому мы разработали целый комплекс решений, чтобы предотвратить потери циркуляции еще до их начала или же, если потери уже имеют место, устранить их даже в самых сложных условиях. Не теряйте время и средства на проблемы потери циркуляции. Положитесь на нас — мы поможем найти решение в точном соответствии с вашими требованиями и задачами. Вместе мы сможем расширить границы возможного. halliburton.com/baroid/challenge

Колонка шеф-редактора Я рад представить вашему вниманию 42 выпуск журнала ROGTEC которое, по моему убеждению, является ведущим изданием в России и СНГ, освещающим вопросы разведки и добычи нефти и газа. Хотя все летние мероприятия уже прошли, завершаясь выставкой и конференцией в Москве, мы хотели бы сосредоточить свое внимание на ряде мероприятий, проводящихся в стране, которая является вторым крупнейшим производителем нефти в СНГ после России. Рынок нефти и газа в Казахстане существенно отличается от российского рынка. Тем не менее, он предлагает отличные возможности для компаний, которые хотели бы сосредоточить свою региональную деятельность на новом рынке в тот период, когда обстановка в российском нефтегазовом секторе является нестабильной. С особым нетерпением ожидается проведение 1-го Казахстанского круглого стола по бурению (KDR) - уникального форума по технологии бурения, проводимого при официальной поддержке АО НК «КазМунайГаз». Для получения дополнительной информации посетите сайт www.kazdr.kz. ROGTEC является официальным изданием

10 ROGTEC

этого нового форума, а также ведущим информационным партнером как Казахстанской международной выставки «Нефть и газ» (KIOGE), так и форума «KazEnergy». Возвращаясь к настоящему выпуску – наряду с нашими традиционными материалами, посвященными российскому нефтегазовому сектору, мы опубликовали в нем ряд отличных статей по Казахстану. Предлагаем Вашему вниманию интервью с Муратом Абдигалиевым, директором по бурению и нефтесервисным услугам AО НК «КазМунайГаз». Компания является крупнейшим региональным оператором, а также выступает генеральным спонсором предстоящего Казахстанского круглого стола по бурению, и если вы планируете ведение бизнеса в этом регионе, то вы можете обнаружить интересную и ценную информацию в данном интервью. Что касается материалов по России, то наш традиционный информационный партнер RPI – подотовил отличную статью, в которой обсуждается необходимость повышения эффективности бурения в условиях текущих санкций и постоянно ухудшающихся условий на

www.rogtecmagazine.com

Мировой лидер в производстве современных малогабаритных гироскопических навигационных систем для нефтегазового сектора

Высокоточные и надежные гироинклинометры, работающие в режиме непрерывной съемки, для всех профилей нефтегазовых скважин, в т.ч. сложных, устойчив к воздействию агрессивно высоких температур.

Stockholm Precision Tools на протяжении 20 лет является мировым лидером и надежным поставщиком современных гироскопических систем для нефтегазового и горнорудного сектора. Гироскопические инклинометры SPT обеспечивают высокую точность и достоверность измерений, при этом приборы невосприимчивы к магнитным помехам в стволе скважины, обеспечивают оптимальные эксплуатационные характеристики и

www.rogtecmagazine.com

Высокоскоростной непрерывный гироскопический инклинометр с внутренней привязкой к географической системе координат, к «истинному Северу»: высокая точность измерений в скважинах любого профилях (от вертикальных до горизонтальных) Превосходная устойчивость к механическим воздействиям, высокая надежность, не подвержен влиянию внешних магнитных полей Выдающаяся точность и скорость съемки среди гаммы гироинклинометров, представленных на рынке, скорость записи до 150 м/мин Простота в использовании, оптимальные массогабаритные характеристики, компактность и мобильность

режимы проведения измерений. Приборы компании SPT помогают нашим партнерам снизить время проведения ГИС, повышают оборачиваемость геофизических партий, снижают временные и финансовые издержки. Благодаря приборам SPT наши клиенты могут быть абсолютно уверены в том, что они получают наиболее точные и достоверные измерения, которые только могут обеспечить приборы этого типа.

www.stockholmprecisiontools.com

ROGTEC 11

Колонка шеф-редактора нефтяном рынке. По вопросам деятельности недропользователей мы опубликовали две статьи компании СПД (SPD), посвященные новейшим методам повышения нефтеотдачи. Компания «Газпром Нефть» также предоставила статью для этого номера, в которой производится сравнение ачимовских и неокомских нефтегазоносных пластов в Ноябрьском регионе. И последнее, но немаловажное – в этом выпуске наш «круглый стол» по технологиям посвящен вопросам гидроразрыва пластов. Учитывая сложные условия рынка и воздействие санкций, при одновременно активной деятельности по первичной добыче, а также приобретение «Роснефтью» российского дочернего предприятия компании Trican Well Service, оказывающего услуги по высококачественным системам закачки, в этой статье приводится очень интересная информация - мысли, мнения, а также технологии, используемые основными участниками данного сектора. Ознакомьтесь с мнениями представителей компаний Halliburton, Weatherford, Trican и C.A.T. oil AG на стр 44.

Надеемся встретиться с вами на нашем стенде на KIOGE, а если вы еще не заказали билет на KDR – свяжитесь с нами! Несмотря на глубокое раздражение сотрудников типографии, которым пришлось в последнюю минуту добавлять новый материал к этому номеру, не могу не сообщить – только что было объявлено, что компания Schlumberger согласилась приобрести Cameron за 12,7 млрд. долларов США. Итак, крупная Schlumberger только что стала чуть-чуть крупнее. Интересно, кто окажется следующем в «списке покупок»? Приятного чтения. Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@themobiusgroup.com

Надеюсь, что вам понравится этот выпуск. Ждем вас всех на мероприятиях, проводимых в ближайшем будущем в Казахстане для представителей нефтегазовой промышленности.

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Бурение Гидроразрывы КРС АО «KazPetroDrilling» является крупнейшей независимой буровой компанией в Республике Казахстан, которая предоставляет нефтесервисные услуги начиная с 1965 года. АО «KazPetroDrilling» специализируется в предоставлении широкого спектра услуг в области бурения, ремонта и ликвидации скважин, гидравлического разрыва пласта и цементирования скважин.

Новая (2014/15) SL2500 (2500 л.c.) буровая установка нового поколения с системой преобразования частоты переменного тока

Современная гидравлическая буровая установка горизонтально-направленного бурения нового поколения (2013 г.)

ZJ20 буровая установка

KazPetroDrilling JSC Republic of Kazakhstan, 050000, Almaty, Tchaikovsky street, 95

T: +7 (727) 334 08 66 F: +7 (727) 334 08 68 E: info@kazpetrodrilling.kz

www.kazpetrodrilling.kz

EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, Welcome to issue 42 of ROGTEC Magazine, dare I say the leading upstream oil and gas technology publication for Russia and the CIS. For those of you who attended MIOGE or the Caspian O&G shows, in June, and read our publication, I am sure you will find it hard not to agree with me.

we have 2 pieces from SPD, both looking at their latest enhanced recovery processes. Gazprom Neft have also contributed this issue, and focus on the comparison between the Achimov and the Neocomian hydrocarbon formations in the Noyabrskiy Region.

Although the summer events have now come to an end in Moscow, we now turn our attention to a number of events happening in the second largest oil producer in the FSU, after Russia. Kazakhstan is a largely different market to Russia, however there are great opportunities for companies who are looking, perhaps, to focus their regional efforts on a new market while the dust settles on the Russian Oil patch. The most anticipated of all these events is the 1st Kazakh Drilling Roundtable – KDR - a unique drilling technology forum being held under the official patronage of National Company JSC KazMunayGas. For further information on this event, please visit www.kazdr.kz. ROGTEC is the official publication to this ground-breaking forum, and is also a lead media partner to both KIOGE and KazEnergy.

Last but not least, our technology roundtable this issue focuses on fracturing. With a difficult sanctioned market but an active conventional sector it is a very interesting services piece looking at some of the thoughts and opinions, plus technologies, of the major players. Turn to page 44 to read. Possibly due to the sanctions and the need for Russia to improve its own fracturing services and skill base, Rosneft has purchased the pressure pumping business of Trican Well Services. This is a very interesting development for the future of Russia’s conventional and hard to recover fracturing needs.

Turning attention back to this issue, we have some great Kazakh focussed content, as well as our usual industry leading Russian focussed articles. We have an interview with Murat Abdigaliyev, Director of Drilling & Oilfield Services at JSC NC KazMunayGas. They represent the largest operator in Kazakhstan and are are key sponsors to the upcoming KDR. If you are doing business in the area they give some very interesting insights. Bringing things back to Russia, our usual content partners RPI have written a great article looking at the need for increased efficiency in the drilling market during the current sanctions and increasingly depressed oil market. On the operator front,

14 ROGTEC

I hope you enjoy this issue, and we look forward to seeing you all at the upcoming industry events in Kazakhstan. We will also have a stand at KIOGE, and if you have not booked your ticket to the KDR yet – get in touch! Much to my printers annoyance at the late addition to this piece; it has just been announced that Schlumberger has agreed to buy Cameron for $14.8bn USD. Big Blue just got a little bit bigger. Who will be next on the shopping list?

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

Создано для надеж ной работы .

погод В любую

у.

Днем и ночью.

Оборудование Wacker Neuson создано для работы в экстремальных условиях и в самых удаленных локациях

Компания Wacker Neuson успешно преобразовывает более чем 160 лет опыта в области проектно-конструкторской деятельности и промышленного производства в разработку оборудования, пригодного для использования в самых экстремальных условиях и наиболее сложных областей применения, соблюдая при этом самые высокие требования в области безопасности и надежности. Широкий диапазон осветительного оборудования, высокопроизводительных тепловых установок, мотопомп, установок размораживания грунтов и прогрева поверхностей призван ни на секунду не останавливать рабочие процессы Заказчиков. Оборудование Wacker Neuson - ваша уверенность в любых условиях! www.wackerneuson.ru

Отопление I Генераторы I Насосы I Осветительные системы

РАЗВЕДКА

Фото: Александр Таран - Photo: Alexander Taran

Возвращение на Ачимовку Return to Achimov

Кирилл Николаев

Kirill Nikolayev

Сравнительные характеристики Ачимовских и неокомских пластов в Ноябрьском регионе

A comparison of the Achimov and Neocomian Beds in the Noyabrskiy Region

Невостребованные запасы Ачимовская свита относится к самому нижнему уровню нижнемеловых отложений — над юрским нефтегазоносным комплексом и характеризуется сложным геологическим строением. Поэтому и процесс вовлечения в разработку запасов ачимовки растянулся надолго. На некоторых месторождениях история поисково-разведочных работ для оценки запасов ачимовских отложений и перспектив последующего их ввода в промышленную разработку насчитывает уже несколько десятилетий.

Unclaimed Reserves The Achimov suite is the lowermost level of the Lower Cretaceous deposits overlying the Jurassic play. Its geological structure is complex, and that is why it took some time to start developing the Achimov. In some fields exploration activities to estimate the Achimov deposits and the possibility of bringing it into commercial production has been going on for several decades.

В «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» первые попытки ввести в разработку ачимовские

16 ROGTEC

Gazpromneft-Noyabrskneftegas’s first attempts to bring the Achimov deposits into production were made back in the eighties. Aleksandr Naumov, a prominent geologist, was seeking to prove his clinoform, Neocomian model during the exploration of the Yety-Pourovskiy Field www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION залежи предпринимали еще в 80‑е годы прошлого века. Тогда выдающийся геолог Александр Наумов при разведке ЕтыПуровского месторождения (в настоящее время разрабатывается «Газпромнефть-Муравленко») искал подтверждения своей клиноформной модели неокома. Одним из таких подтверждений стал обнаруженный по линии шести разведочных скважин переход шельфового пласта в ачимовскую толщу. Позже эти скважины ввели в пробную эксплуатацию, однако их дебиты оказались существенно ниже, чем у их соседок, пробуренных на уровень неокомских пластов.

(currently developed by Gazpromneft-Mouravlenko). One key bit of evidence was the discovery that the shelf bed changes into the Achimov suite along the line of six exploration wells. Production tests were subsequently performed on these wells. However, the flow rates turned out to be considerably lower than in the adjacent wells drilled in the Neocomian beds.

The main issues encountered by oilmen developing the Achimov beds were the reservoirs poor quality and connectivity. At 2750 -2950 m where the Achimov payzone occurs in the Noyabrskiy Region, the rocks are represented by alternating fine-grained sandstones, «Газпромнефть-ноябрьскнефтегаз» активизирует siltstones and claystones работу с залежами, добыча на которых ранее where the permeability does считалась нерентабельной not exceed 3 mD and the Тема вовлечения в разработку трудноизвлекаемых frequently is below 1 mD. In запасов Западной Сибири становится все более comparison, the permeability актуальной. Чаще всего речь идет об освоении of the Neocomian beds, баженовской свиты. Однако пока разработка бажена formed by fine, medium находится на стадии опытных работ, нефтяники уже and coarse sandstones вовлекают в добычу запасы другой перспективной is almost 7 times higher, формации — ачимовской свиты. Ачимовские пласты reaching 20 mD. Apart from менее распространены, чем баженовские, однако this, the beds are highly эти запасы позволят значительно продлить жизнь shaled-up and carbonised предприятий с падающей добычей, в том числе и which makes interpretation ключевых активов «Газпром нефти» в ЯНАО. of the well logging data more Gazpromneft-Noyabrskneftegas intensify activities difficult. It is hardly surprising related to the pools where production was previously that production tests in considered sub-economic the eighties resulted in low Currently, the subject of developing hard-to-recover flow rates and cumulative reserves of Western Siberia becomes increasingly production per well. Bearing important. Most frequently, it refers to the development in mind a complex structure of the Bazhenov suite. However, while the Bazhenov and high degree of reservoir development is at a pilot stage, the oilmen are starting to compartmentalization in develop reserves in the other promising formation - the the Achimov series, further Achimov suite. The Achimov beds are less spread than the development of these beds, Bazhenov ones, however, these reserves allow the life of using technologies available enterprises with falling production, including Gazpromneft at the time, was found to be key assets in the Yamal-Nenets Autonomous District, to be unfeasable.

Основные проблемы, с которыми нефтяники столкнулись при разработке ачимовских пластов, — низкие фильтрационноемкостные свойства и плохая сообщаемость коллектора. На глубинах 2750–2950 м, где залегают продуктивные отложения ачимовской толщи в Ноябрьском регионе, породы представлены чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов с аргиллитами, которые имеют проницаемость не более 3 мД, а зачастую ниже 1 мД. Для сравнения, неокомские пласты на этих месторождениях сформированные средне considerably extended. и крупнозернистыми песчаниками имеют проницаемость выше почти в семь раз: до 20 мД. Кроме того, нередко пласты сильно заглинизированы, карбонатизированы, что затрудняет интерпретацию данных скважинных геофизических исследований. Неудивительно, что в 80‑е на скважинах при пробной эксплуатации получили низкие дебиты и накопленную добычу на скважину. Учитывая, что группа ачимовских пластов характеризуется еще и сложным строением и высокой степенью расчлененности разреза, дальнейшую разработку этих пластов c помощью имеющихся на тот момент технологий признали нецелесообразной. www.rogtecmagazine.com

By the start of the new century, methods of enhanced oil recovery were significantly improved with intense development of horizontal well drilling technology and multi-stage and high-volume fracking. New methods of well completion were being developed and side-tracking technology became widely used. These innovations resolved the majority of the issues encountered during the Achimov production tests and allowed commercially viable flow rates in the wells drilled. Noyabrskneftegas also reverted to this course - production tests in one of the reservoirs started in the Yaraynerskoye Field in 2000. However, this project was not developed any further as the enterprise had a large number of undeveloped Neocomian deposits

ROGTEC 17

РАЗВЕДКА

Ресурсы для второй жизни Сегодня для западносибирских месторождений настали трудные времена: большинство из них давно миновали пик, добыча падает, на открытие новых крупных залежей легкой нефти практически не приходится. Поэтому вполне логично, что взгляд геологов вновь обратился к трудной ачимовке. В 2013-м и 2014-м на Вынгапуровском месторождении «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз» пробурил восемь горизонтальных скважин на пласт Ач с применением многостадийного ГРП. Все скважины за первый месяц эксплуатации продемонстрировали довольно высокий средний дебит: около 110 куб. м/сут. по жидкости и 53 тонн/сут. по нефти. На этих участках средний текущий дебит нефти с неокомских пластов тогда не превышал 20 тонн в сутки. На двух других скважинах Вынгапуровского месторождения в 2014 году провели зарезку боковых стволов на Ачимовские пласты. После проведения геолого-технических мероприятия (ГТМ) стартовый дебит нефти на скважинах составил 31–35 тонн в сутки. Опыт признали успешным, и сейчас рассматриваются варианты применения этой технологии на других участках Вынгапура. Вообще, вовлечение в разработку объектов, добыча на которых ранее считалась нерентабельной, стало в последнее время одной из важнейших тенденций развития «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза». Бурение Ачимовских пластов вели и на одном из старейших месторождений предприятия — Карамовском. Здесь переиспытали разведочную скважину 392Р. После ГРП скважина дала 20 тонн/сут. нефти и 35 куб. м/сут. жидкости. Сейчас среднесуточный дебит этой скважины — около 16 тонн нефти. Получив положительный результат,

18 ROGTEC

Сравнительные характеристики Ачимовских и неокомских пластов в Ноябрьском регионе Comparison of the Achimov and the Neocomian Beds in Noyabrskiy Region

от нескольких сантиметров Starting from several centimeters

толщина проницаемых слоев Thickness of permeable beds

10-30 m

35-60%

нефтенасыщенность Oil saturation

50-70%

16-19%

пористость Porosity

17-20%

270-310

пластовое давление Formation pressure

157-280

81-96°C

температура Temperature

47-87°C

810т/м3

средняя плотность Average density

730т/м3

до

1-3 м

Up to 1-3m

и ниже - and below

атм - atm

НЕОКОМСКИЕ ПЛАСТЫ NEOCOMIAN BEDS Глубины залегания Occurrence depths

1750-2600 м

АЧИМОВСКИЕ ПЛАСТЫ ACHIMOV BED Глубины залегания Occurrence depths

2750-2950 м

Инфографика: Рамблер Инфографика / Татьяна Удалова Infographics: Rambler Infographics / Tatiana Oudalova

К началу нового века способы повышения нефтеотдачи значительно усовершенствовали: активно развивались технологии бурения горизонтальных скважин и проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), большеобъемного ГРП, разрабатывались новые методы заканчивания скважин и интенсификации притока, широкое распространение получила технология зарезки дополнительных боковых стволов. Инновации решили большую часть проблем, которые возникли при пробной разработке ачимовки, и позволили получать рентабельные дебиты со скважин, пробуренных на отложения этого горизонта. Вернулись к этому направлению и в «Ноябрьскнефтегазе» — начиная с 2000 года, на Ярайнерском месторождении началась опытная эксплуатация одной из залежей. Однако дальнейшего развития проект вновь не получил: на балансе предприятия находилось множество нетронутых неокомских залежей, гораздо более рентабельных в разработке.

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

НАША ПРОДУКЦИЯ

Оборудование для контроля устьевого давления, расходные материалы гидравлической части буровых насосов, устьевые арматуры, колонные и трубные головки, все виды клапанов, инструменты для цементирования, бурильные трубы и УБТ.

О НАШЕЙ КОМПАНИИ

GE PETROLEUM EQUIPMENT (BEIJING) CO., LTD. (“GEPEC”) – международная интегрированная нефтегазовая компания, специализирующаяся в производстве бурового оборудования и услугах в области технологий наклонно-направленного бурения. Все наше буровое оборудование отвечает требованиям стандартов API, ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001 и других систем менеджмента качества, и GEPEC предлагает своим клиентам со всего мира инновационные решения и техобслуживание наземных буровых установок. За прошедшие десять лет компания GEPEC создала свою сеть, в которую входят пять заводовизготовителей в Китае и шесть международных филиалов – в США, Азербайджане, Иране, Саудовской Аравии, Алжире и Ливии.

НАША ИСТОРИЯ 1997

Основана компания Dezhou Oilfield Machinery (“DOMCO”) и начато изготовление запасных частей к буровым насосам и погружным забойным двигателям

2007 Создан филиал в Ливии

2008 Создан филиал в Пекине

2010 Основана компания GE Petroleum Equipment (Beijing) Co.,Ltd. (“GEPEC”) 2011 2013 2014

Создан филиал в Алжире Основаны пять совместных предприятий по производству бурового оборудования Созданы филиалы в США, Саудовской Аравии, Иране и Азербайджане

GE PETROLEUM EQUIPMENT (BEIJING) CO., LTD.

Тел.: 0086-10-68116055 / 57

Адрес: 6/F., Satellite Building, No.63, Zhichun Road,

Факс: 0086-10-68116056

Haidian District, Beijing, 100080, China (Китай) www.rogtecmagazine.com

www.gepetroleum.com.cn ROGTEC 19

РАЗВЕДКА

Фото: Александр Таран - Photo: Alexander Taran

геологи подсчитали запасы этой залежи и поставили на баланс, по категории С1 — более 6 млн тонн (из них извлекаемые — более 1,5 млн тонн), С2—24,5 млн тонн (извлекаемые 6,5 млн тонн). Работа по вовлечению в разработку пластов Ачимовской толщи в «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегазе» продолжается. Сейчас сотрудники предприятия совместно с геологами научно-технического центра «Газпром нефти» составляют программы Повышение этажа нефтеносности до подошвы юрских отложений несет новые перспективы старым месторождениям Ноябрьского региона. Особенно учитывая, что наличие полноценной инфраструктуры нефтедобычи на этих активах существенно снизит себестоимость добытого сырья. Такое серьезное расширение ресурсной базы предприятия обеспечит работой ноябрьских нефтяников на годы вперед. Рустем Гималетдинов, заместитель генерального директора - главный геолог «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»

20 ROGTEC

on their books, which were considerably more profitable to develop. Reserves for the Second Life Fields in western Siberia are currently facing challenging times: most of them have long passed their peak, production is falling and, essentially, no large, new fields of easy-to-produce oil are being discovered. It is, therefore, quite logical that geologists turned their attention to the harder to recover Achimov deposits. In 2013 and 2014 Gazpromneft - Noyabrskneftegas drilled eight horizontal wells in Ач (Ach) formation in the Vyngapourovskoye Field, using multi-stage fracking. During the first month of production all the wells had sufficiently high average flow rates: some 110 cubic metres/day of liquids and 53 tonnes/day of oil. At the time, the average oil production rate in the Neocomian beds in those areas did not exceed 20 tonnes per day. Side-tracking was performed in two other wells in the Achimov formation in the Vyngapourovskoye Field in 2014. After well intervention initial flow rates reached 31-35 tonnes per day. The experiment was considered a success and options for using this technology in other areas of the Vyngapourovskoye Field are being currently considered. www.rogtecmagazine.com

TH Award Ceremony 4 d n 10TH Anniversary Event a

4th International Award for best oil terminals and tank farms Russia, CIS and Baltic countries

Take part in the most prestigious oil award ceremony! www.oilterminal.org

Теl: +44 207 394 30 97 (London) Теl: +7 (499) 505 1 505 (Моscow)

events@vostockcapital.com www.oilterminal.org

РАЗВЕДКА In general, developing fields which have historically been considered unprofitable has become a key part of Gazpromneft-Noyabrskneftegas expansion plans. After fracking, the well produced 20 tonnes per day of oil and 35 cubic metres/day of liquid. Currently, the average Ачимовские пласты выделил в 1959 году выдающийся daily oil flowrate in this well российский ученый-нефтяник Фабиан Гурари. is approximately 16 tonnes. Он первым начал изучение этих образований в Having achieved a positive Обско-Иртышском междуречье. Ачимовская толща result, the geologists (пачка) — невыдержанные как по площади, так и по estimated reserves in разрезу линзовидные песчано-алевритовые пласты, this well and entered the залегающие в основании неокома. По возрасту following into the books: ачимовские пласты относят к берриасу и частично Category С1 - over 6 раннему валанжину. Модель строения и генезис million tonnes (of which ачимовской толщи до настоящего времени остаются over 1.5 million tonnes are дискуссионными. В отличие от распространенной recoverable), С2 - 24.5 повсеместно баженовской свиты ачимовские пласты million tonnes (6.5 million встречаются лишь на некоторых месторождениях. В tonnes recoverable). частности, они широко распространены в Западно-

доразведки и вовлечения в разработку этих запасов как при помощи бурения новых скважин, так и с помощью зарезки боковых стволов.

На Карамовском месторождении в ближайшее время планируется провести поиск ранее не изученных залежей и уточнить границы известных. Доразведка позволит снизить геологические риски, к которым ведет низкая степень изученности второстепенных пластов, и существенно прирастить запасы. Сейчас начальные извлекаемые запасы ачимовских отложений на Вынгапуровском Сибирской нефтегазоносной провинции. Gazpromneft месторождении оценивают The Achimov formation was identified in 1959 by a Noyabrskneftegas are в 3,5/5,7 млн тонн нефти prominent Russian oil scientist called Fabian Gourari. continuing efforts to (по категориям С1/С2), He was the first to begin studying these deposits in the commence development of на Новогоднем — 5,8/0,8 Ob-Irtysh interfluvial area. The Achimov strata (sequence) the Achimov beds. Currently млн тонн, на Ярайнерском are lense-form sandy-aleuritic beds, occurring in the our staff are working with — 2,9/1,1 млн тонн и Neocomian base, discontinuous both horizontally and geologists from Gazpromneft на Карамовском — vertically. Based on their age, the Achimov beds are Research and Development 1,6/6,4 млн тонн. Таким classified as the Berriasian and, in part - early Valanzhinian. Centre to develop образом, начальные So far, the structural model and genesis of the Achimov programmes for further извлекаемые запасы нефти strata remains the subject of debate. Unlike the commonly exploration , and to bring в залежах ачимовских occuring Bazhenov suite, the Achimov reservoirs only these reserves online by drilling пластов «Газпромнефтьoccur in some of the fields. Thus, they are widely spread new wells and side tracking. Ноябрьскнефтегаза» in the West Siberian Oil and Gas Province. составляют 13,8/14 млн тонн The search for previously нефти. В планах геологов unstudied pools and confirmation of the existing pool за 2015 год прирастить запасы ачимовской нефти по boundaries are planned in the Karamov Field in the категории С1 еще как минимум на 1 млн тонн. nearest future. Further exploration will enable reduction in geological risks associated with low exploration maturity Bringing the net pay up to the Jurassic of the secondary formations as well as considerable base brings new prospects to the old increase in the reserves. Currently the initial recoverable fields in Noyabrskiy Region, particularly reserves in the Vyngapourovskoye Field are estimated taking into the account the fact that availability of oil at 3.5/5.7 million tonnes of oil (Categories С1/С2), in production infrastructure in these fields will reduce the Novogodneye Field - 5.8/0.8 million tonnes, in the the cost of produced oil. Such vast expansion of the Yaraynerskoye Field - 2.9/1.1 million tonnes and in the enterprise’s resource portfolio will provide Karamovskoye Field – 1.6/6.4 million tonnes. Thus, work for Noyabrskiy oilmen for years to initial recoverable oil reserves in the Achimov formation come. deposits of Gazpromneft - Noyabrskneftegas are 13.8/14 million tonnes. In 2015 the geologists plan to increase the Roustem Gimaletdinov, Achimov Category C1 oil reserves by 1 million tonnes as Deputy General Director - Chief Geologist, a minimum. Gazpromneft - Noyabrskneftegas Материал любезно предоставлен компанией ОАО «Газпром нефть» и журналом «Сибирская нефть» Published with thanks to Gazprom Neft & Sibirskaya Neft MAGAZINE

22 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ДОБЫЧА

Методы Увеличения Нефтеотдачи и технология АСП

Enhanced Oil Recovery Methods and ASP Technology

Я. Е. Волокитин, М.Ю. Шустер, В.М. Карпан, “Салым Петролеум Девелопмент Н.В.”

Yakov Volokitin, Mikhail Shuster, Volodimir Karpan, Salym Petroleum Development N.V.

стойчивое развитие мирового производства энергоресурсов требует более эффективного использования традиционных запасов нефти. Одним из способов решения этой проблемы являются разного рода усовершенствованные методы разработки (УМР), направленные как на улучшение традиционных методов (например, заводнение ППД)

24 ROGTEC

steady growth in global energy demand requires more efficient production of traditional reserves. One way to address this challenge is to employ improved oil recovery (IOR) methods, which improve the existing recovery techniques (e.g. waterflooding) and apply new oil recovery methods. The latter are referred to as enhanced oil recovery (EOR) methods and are the focus of this article. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION так и на применение новых технологий воздействия на пласт. Наиболее технологичной частью УМР являются методы увеличения нефтеодачи (МУН) являющиеся основным предметом обсуждения данной статьи. Значение УМР/МУН сложно переоценить, особенно если принять во внимание то, что существенная часть больших месторождений, ответственных за рост добычи в прошлом, находится на поздних стадиях разработки с падением добычи в среднем около 5% в год [1]. К тому же перспективных районов для геологической разведки становиться все меньше, что заставляет компании вести разведку более труднодоступных и/ или глубоководных залежей. В последнее время рост извлекаемых запасов также поддерживался благодаря прорывам в технологиях строительства и освоения скважин, позволившим экономическую разработку

The importance of IOR/EOR can hardly be overestimated considering that a large proportion of major fields are in the mature stage of development, showing an annual average production decline of 5% per year [1]. Besides, the task of finding new reserves becomes more challenging, pushing exploration activities into hardto-access and/or deepwater areas. Recent increase of recoverable reserves has been driven by technological breakthroughs in well drilling and completion enabling commercial production of unconventional oil, including shale oil and heavy oil (bitumen). However, the development of hard-to-recover and unconventional reserves entails additional risks, which considerably increase unit production costs (See Figure 1). Currently, most of the oil is produced from the fields discovered around a quarter of a century ago.

Тяжелая нефть Битумы Heavy oil, bitumen

Повышение нефтеотдачи EOR

Нефтяные сланцы Oil shales

Запасы OPEC OPEC reserves

Добываемая нефть Already produced

Сверхглубокая нефть Ultra deepwater oil

Друние стандартные запасы Other conventional reserves

Глубоководная нефть Deepwater oil Арктика Arctic

$/барр. USD/barrel

0 0

Наличие нефти, триллионов баррелей - Available oil in trillion barrels

Рисунок 1. График себестоимости добычи нефти [1] Figure 1. Production cost of oil [1] нетрадиционных залежей нефти, таких как, нефтяные сланцы и залежи тяжелой нефти (битумов). Разработка как труднодоступных так и нетрадиционных залежей сопряжена с дополнительными рисками, значительно увеличивающими себестоимость такой нефти (смотри Рисунок 1). На данный момент большая часть добываемой нефти, извлекается из месторождений открытых четверть века назад. Ожидаемый средний коэффициент www.rogtecmagazine.com

The estimated averaged ultimate recovery from these fields is about 35% which means that almost 2/3 of oil will be left behind. Studies indicate that that just a 1% increase in global recovery would raise recoverable reserves by 88 billion barrels, which is equivalent to three years of annual production at today’s level [2]. Another important consideration is that these mature fields are well studied from the geological perspective and have well-developed infrastructure, which reduces the risks associated with the production of additional reserves through the implementation

ROGTEC 25

ДОБЫЧА извлечения нефти (КИН) таких месторождений не превысит 35%, что означает, что почти 2/3 нефти в пласте могут остаться не извлечёнными. Согласно данным, рост КИН всего на 1% позволит увеличить мировые извлекаемые запасы на 88 миллиардов баррелей, что эквивалентно трехлетней мировой добыче при текущем уровне отбора [2]. Также важно отметить, что увеличение извлекаемых запасов через внедрение технологий УМР/МУН не сопряжено со значительными рисками, так как геология зрелых месторождений уже хорошо изучена и к тому же зрелые месторождения имеют развитую инфраструктуру. Методы Увеличения Нефтеотдачи В этой статье под МУН подразумевают процесс добычи нефти посредством закачки в коллектор существенного количества (проценты от порового объема коллектора) веществ, которые там не Тепловые - Thermal

Закачка тепла в коллектор как правило в виде пара. • Тепло уменьшает вязкость нефти повышая ее мобильность • Основные методы: Циклическая закачка пара; Закачка пара в ячейке; Гравитацинное дренирование пи помощи пара (SAGD). Heating up the reservoir, usually by injecting steam • Heat reduces the viscosity of oil and increases its mobility • Common methods: Cyclic steam stimulation Steam flooding Steam assisted gravity drainage (SAGD)

Другие Other

of the IOR/EOR technologies. Enhanced Oil Recovery In this article we qualify the EOR method as an oil recovery process that involves the injection into the formation of a considerable amount of fluid (in proportion to the porous volume of a reservoir) that was not present in the reservoir originally [3]. This implies changing the whole development process. Such activities as near wellbore treatment (i.e. gel injection to isolate the high permeability interval) would not qualify as EOR, because of the small quantities of the fluid involved in the operation. The EOR methods are often referred to as tertiary recovery methods, although, by definition, they may actually be used at any point in the life of a field development. EOR methods are much more likely to be applied at later stages of field development, when traditional recovery methods no longer perform and most geological risks have been removed, which explains association of EOR with tertiary recovery.

Газовые - Gas

Химические - Chemical

Зкачка газа (природного, СО2, азота) в коллектор. • Улучшает процесс вытеснения нефти При определенных условиях газ смешивается с нефтью делая ее более мобильной. • Поддерживает энергию пласта, например грацитационным дренированием при помощи газа (GOGD). Injecting gas into the reservoir (natural gas, CO2 or nitrogen) • Improves the oil sweep. In certain conditions, gas will mix with oil, making it more mobile. • Maintains the resevoir energy, eg. gas oil gravity drainage (GOGD)

Закачка в коллектор водного раствора химических реагентов (полимер, ПАВ, сода и их комбинаций). • Улучшает вытестение нефти за счет увеличения вязкости вытесняющей жидкости (полимер) и/или понижения поверхностного натяжения (ПАВ и/ или сода). (GOGD). Injecting of water-based chemical solution into the reservoir (polymer, surfactant, alkali, or a combination thereof). • Improves oil sweep by increasing the viscosity of the injected fluid (polymer) and/or reducing interfacial tension (surfactant and/or alkali)

• Заводнение низко-минерализованной водой для повышения нефтеотдачи. • Микробиологическое: закачка в коллектор микроорганизмов или питательных веществ для микроорганизмов, уже находящихся в коллекторе для снижения поверхностного натяжения. • Flooding with low-salinity water to enhance oil recovery. • Microbiological: injecting microorganisms or nutrients to stimulate indigenous microorganisms, which help reduce interfacial tension.

Рисунок 2. Типы МУН - Figure 2. EOR types

26 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ДОБЫЧА Most of the EOR methods may be classified into three присутствовали до начала разработки [3]. Важно types: thermal, chemical and gas (See Fig. 2). Some также уточнить, что речь идет об изменении methods, such as the High Pressure Air Injection and системы разработки. Таким образом, обработка foam injection, may fall within several categories at the призабойной зоны скважин (например, закачка same time. Thermal methods involve the introduction геля для изоляции высокопроницаемого интервала) of energy into the formation (most commonly, in the не предусматривающая закачку значительного form of steam) to reduce oil viscosity and facilitating its количества таких веществ, не считается МУН. production. Gas methods involve the injection of gas МУН также часто называют третичными методами (natural gas, nitrogen or CO2) to improve the oil sweep. нефтедобычи, хотя, по определению, применение Depending on the interaction between injected gas and МУН возможно на любом из этапов разработки oil, the process may result in an oil/gas mix (miscible месторождения. Часто встречаемая ассоциация condition) or coexistence of two distinct phases (oil МУН с третичными методами нефтедобычи вызвана and gas) in the formation (immiscible condition). The наиболее высокой вероятностью внедрения таких efficiency of the sweep технологий на более process in case of miscible поздних стадиях Компания «Салым Петролеум Девелопмент» gas injection is higher than разработки, когда (СПД) – совместное предприятие, акционерами that of immiscible gas традиционные методы которого на паритетных началах являются injection. Miscibility of gas себя уже исчерпали компании «Шелл» и «Газпром нефть». С with oil is identical to that и большинство 2003 года СПД ведет освоение Салымской of liquid solvents. Liquid геологических рисков группы нефтяных месторождений (Западноsolvent injection qualifies снято. Салымское, Верхнесалымское и Ваделыпское) as a separate EOR type в Западной Сибири. За годы реализации and can be applied in a Большинство технологий Салымского проекта СПД пробурила более broad range of conditions МУН могут быть 1000 скважин и добыла более 60 млн (See Fig. 3). Chemical EOR разделены на три тонн нефти. Салымский проект входит в methods (cEOR) involve категории: тепловые, число самых крупных проектов с участием the injection of a waterхимические или газовые иностранного капитала в нефтедобывающей based solution of chemicals (смотрите Рисунок 2). отрасли России. Суммарный объем инвестиций into the formation: a Некоторые из методов, в Салымский проект составляет более 1,5 млрд surfactant, polymer, alkali такие как термо-газовый долларов. or their combination. метод или закачка пены, Currently the most могут быть отнесены Salym Petroleum Development N.V. (SPD) is a commonly implemented сразу к нескольким 50:50 Joint Venture of Shell and Gazprom Neft. EOR technology is polymer категориям. Тепловые Since 2003 SPD has been developing the Salym flooding [4]. At the same методы предусматривают group of oilfields (West Salym, Upper Salym and time it is recognized that ввод в пласт энергии в Vadelyp), which are located in the Khanty-Mansi Autonomous Okrug in Western Siberia. The ASP flooding - injection of виде тепла (в основном Salym project is one of the largest investment all three components: alkali, в виде пара) для projects with foreign participation in the Russian surfactant, and polymer уменьшения вязкости oil industry. Since its start SPD has drilled over (ASP) is the most promising нефти что содействует 1000 wells and produced more than 60 million cEOR technology. Injection ее передвижению tons of oil. of the ASP mixture в направлении improves the sweep добывающей скважины. efficiency, and mobilizes В случае же с газовыми the oil trapped after the initial flood by reducing the методами, в пласт закачивается газ (природный, азот interfacial tension between oil and water. The synergetic или CO2) для увеличения эффективности вытеснения effect of these chemical and physical processes helps нефти. В зависимости от условий взаимодействия achieving a doubling of the oil recovery in comparison закачиваемого газа с нефтью такой процесс может with that of polymer flooding. However, the technological привести как к смешиванию газа с нефтью, так и complexity and the high surfactant costs have held back к сосуществованию двух несмешивающихся фаз the implementation of the ASP technology. (нефти и газа) в пласте. Эффективность процесса вытеснения в случае смешивающегося газа выше. EOR Screening Смешивание газа с нефтью идентично смешиванию Screening is the starting stage in the selection of the right жидких растворителей с нефтью. Закачку жидких EOR technology for a field. In this article we will focus растворителей можно выделить в новый класс с on high-level screening, whereby average formation широкой областью применения (смотрите Рисунок 3).

28 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

2016 4th Russian Drilling Contractors Roundtable April 2016, Kempinski Baltschug Hotel, Moscow

RussiaÂ´s leading event for drilling professionals Over 200 high level delegates from RussiaÂ´s leading operators and drilling contractors In-depth roundtable style discussions on latest regional drilling developments, technologies and services Limited sponsorship opportunities

BOOK NOW! doug.robson@rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

www.rdcr.net ROGTEC +34 951 388 667

ДОБЫЧА

Химичесие методы Chemical methods

properties are compared against the limits, within which a particular EOR technology works. There is broad coverage of various screening approaches available in literature, and there are commercial products to perform this kind of work [5]. Final decision on EOR technology selection depends on the properties of the field that company operates, and the operator’s experience with a particular technology. Figure 3 illustrates the approach used by Shell to screen EOR technologies [2]. In this particular case the screening focuses on the depth of the reservoir and oil viscosity. In addition to these basic properties, many other parameters have to be analyzed in the selection process. In particular, in the case of gas EOR, the design formation pressure is an important

Несмешивающийся газ Miscible gas

Низко-минерализованная вода Low salinity water

Глубина залегания - Reservoir depth Малая - Shallow Большая - Deep

Химические МУН (хМУН) предусматривают закачку в пласт водного раствора химических реагентов, таких как: поверхностно активного вещества (ПАВ), полимера, соды и их комбинаций. На данный момент наиболее часто реализуемой технологией хМУН является полимерное заводнение [4]. В то же время наиболее перспективным методом хМУН является метод закачки в пласт водного раствора всех трех компонентов (Анионного ПАВ, Соды, и Полимера) – заводнение АСП. Закачка раствора АСП позволяет а) улучшить вытесняющую способность закачиваемой жидкости, и б) мобилизировать оставшуюся после заводнения нефть благодаря уменьшению поверхностного натяжения между нефтью и водой. Синергетический эффект таких физико-химических процессов позволяет удвоить объемы дополнительной добычи нефти по сравнению с полимерным заводнением. Широкому распространению технологии препятствует относительная технологическая сложность реализации заводнения АСП и высокая стоимость специализированных ПАВ.

30 ROGTEC

Смешивающийся газ Immiscible gas

Скрининг МУН Начальный этап выбора технологии МУН для месторождения называют скринингом. В данной статье рассматривается только высокоуровневый скрининг Растворители - Solvents предусматривающий сопоставление усредненных характеристик пласта с заранее установленными пределами Тепловые методы применимости той или иной технологии Thermal methods МУН. Критерии выбора широко описаны в литературе, а также существуют коммерческие продукты для проведения таких работ [5]. Окончательное решение зависит от условий месторождения и Низкая - Low Высокая - Deep Вязкость нефти - Oil viscosity опыта компании в применении технологий МУН. На Рисунке 3 проиллюстрирован Рисунок 3. Пределы применимости технологий МУН подход к скринингу МУН проводимый Figure 3. Applicable ranges for various EOR technologies в компании Шелл [2]. В данном случае при выборе МУН важная роль отведена factor, and for chemical methods, the properties of глубине залегания коллектора и вязкости нефти. formation water and type reservoir rock (carbonate or Существует также большое количество дополнительных sandstone) play a major role. параметров, которые необходимо учесть при скрининге. Так, например, в случае с газовыми МУН The main properties of the West Salym field used in EOR надо учесть проектное пластовое давление, а в случае screening are shown in Table 1. The viscosity of the oil in же с химическими - свойства пластовой воды и тип the field is low, which makes application of thermal EOR коллектора (карбонаты или песчаники). methods inefficient. The injection of gas, be it nitrogen, CO2 or flue gas, should not results in large incremental Основные свойства необходимые для скрининга МУН oil production due to the immiscible gas-oil conditions. на Западно-Салымском месторождении приведены The injection of hydrocarbon gas, which is miscible with в Таблице 1. Вязкость Западно-Салымской нефти the oil at reservoir conditions is not possible due to the мала, что делает применение тепловых методов insufficient amount of associated gas. Moreover SPD нецелесообразным. Закачка газа, будь то азота, monetizes almost 100% of it’s associated gas. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION СO2 или дымовых газов также неэффективна из-за невозможности достижения условий смешивания газа с нефтью при пластовом давлении и низкой эффективности от закачки газа в несмешивающихся условиях. Закачка углеводородного газа, смешивающегося с нефтью при пластовых условиях, нереализуема из-за отсутствия достаточного количества попутного газа. Кроме того добываемый попутный газ практически полностью монетизируется. Свойства

Температура коллектора

Значения 83°С

Глубина залегания

2200 м

Начальное давление

225 бар

Кислотное число нефти

0.04 мг(КОН)/г

Вязкость нефти (в пластовых условиях)

2 мПа*с

Минерализация воды коллектора

15-19 г/л

Таблица 1. Свойства Западно-Салымского месторождения, используемые для скрининга МУН Закачка низко-минерализованной воды (НМВ) может быть применена на Западно-Салымском месторождении (смотри Рисунок 2). Изучение этого метода для текущего состояния разработки месторождения показало, что реализация такой технологии на поздних стадиях разработки является экономически нецелесообразной из-за незначительной дополнительной добычи нефти на протяжении длительного периода высокой обводненности [6]. Компания СПД изучает возможность применения НМВ на участках, находящихся на более ранних стадиях разработки. Таким образом, остаются только химические МУН. Условия коллектора (температура и состав воды) находятся в пределах применимости таких методов. В то же время внедрение чистого полимерного заводнения на Западно-Салымском месторождении нецелесообразно из-за низкой эффективности такого заводнения на поздней стадии разработки и сравнительно низкой вязкости нефти. Таким образом, мы приходим к заключению, что заводнение АСП является наиболее оптимальной технологией МУН для Западно-Салымского месторождения. Технология АСП заводнения Технология АСП заводнения была разработана в начале 80-х в научно-исследовательском центре Беллейр (Bellaire Research Center) компанией Шелл в Хьюстоне [7]. Как уже упоминалось выше, в основе технологии стоит закачка водного раствора трех компонентов: Анионного ПАВ, Соды и Полимера. Анионный ПАВ снижает поверхностное натяжение между нефтью и водой, что позволяет www.rogtecmagazine.com

Property

Reservoir temperature

Value 83°С

Depth

2200 m

Initial pressure

225 bars

Acid number of oil

0.04 mg (KOH)/g

Oil viscosity (in reservoir conditions)

2 mPa*s

Salinity of reservoir water

15-19 g/l

Table 1. Properties of the West Salym field used for EOR screening purposes The injection of low salinity water can potentially be applied in the West Salym field (see Figure 2). However, analysis has showed that the use of this technology in a mature field has marginal effect, with insignificant incremental oil production over a long period of time with high watercut [6]. SPD continues to consider this technology as an option for the reserves at early stages of development. Chemical EOR methods remain the only other possibility that complies with the reservoir properties (in particular, temperature and water composition). However, pure polymer flooding at West Salym would be less efficient, considering the maturity of the field and the relatively low oil viscosity. The screening process has resulted in the conclusion that ASP flooding would be the optimal EOR technology for West Salym. ASP Flooding Technology The ASP technique was developed in the early 1980’s at Shell’s Bellaire Research Center in Houston [7]. As stated earlier, it involves the injection of a water-based solution of three components: Alkali, Surfactant, and Polymer. The surfactant reduces the interfacial tension between oil and water, which helps mobilizing oil that would normally remain trapped in the formation rock. Alkali serves two purposes. The first one is to reduce the adsorption (or loss) of the expensive surfactant in the formation. After injection into the formation, alkali reacts with the reservoir rock and increases its negative charge that leads to reduction of surfactant adsorption. The second function of alkali is the hydrolysis of naturally-occurring acids in the crude oil to form additional volumes of surfactant in the reservoir. However, West Salym crude has insignificant amount of acids (See Table 1), which means that alkaline is used to prevent the adsorption of the surfactant. Polymer is added to the injected chemical mixture to increase its viscosity, which improves the sweep of crude mobilized by the surfactant. The traditional ASP flooding process consists of the following stages (See Figure 4): » Pre-flush. Water of specified salinity is injected into the reservoir to influence the salinity of reservoir water, which would minimize the loss of surfactant during the ASP flooding and/or reduce the risk of salt precipitation when the formation water reacts with the ASP solution;

ROGTEC 31

ДОБЫЧА

Оставшаяся нефть после заводнения Oil remaining in the formation after a waterflood

АСП: создание нефтяного вала ASP: formation of an oil bank

АСП: добыча защемленной нефти ASP: production of trapped oil

Рисунок 4. Заводнение АСП на месторождении Figure 4. ASP flooding process

мобилизировать защемленную нефть. Сода выполняет сразу две функций. Первичная функция - уменьшить адсорбцию (потерю) дорогостоящего ПАВ в пласте. После закачки раствора в пласт, сода взаимодействует с породой увеличивая ее отрицательный электрический заряд приводя к уменьшению адсорбции ПАВ. Вторичная функция соды – щелочной гидролиз кислых компонентов нефти, в результате которого происходит образование дополнительных поверхностноактивных веществ в коллекторе. Нефть ЗападноСалымского месторождения содержит лишь незначительное количество кислых фракций (смотрите Таблицу 1), и сода выполняет только функцию защиты ПАВ от адсорбции. Полимер добавляют в воду для увеличения вязкости

32 ROGTEC

» Injection of the ASP slug. The maximum size of the slug

used in commercial projects amounts to approximately 30% of the reservoir’s pore volume. Once injected into the formation, the ASP solution starts to mobilize trapped oil, forming an oil bank;

» Injection of the polymer slug. This solution is injected

to displace the ASP slug and push oil in the direction of production wells.

» Postflush – water injection for pressure support to propagate injected ASP and polymer solutions in the direction of production wells. The current leaders in cEOR are China, Canada, and Oman [7, 8]. In most cases, the ASP projects were www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Полимер: вытеснение нефти Polymer: displacement of oil

Оставшаяся нефть после АСП The oil remaining in the formation after the ASP sweep

раствора, что приводит к улучшению процесса вытеснения мобилизованной ПАВом нефти. Традиционная схема заводнения АСП (смотрите Рисунок 4) состоит из следующих этапов:

» Предварительное заводнение. Закачка воды

определенной солености для изменения солености воды коллектора с целью уменьшения потерь ПАВ при последующей закачке оторочки АСП и/или уменьшения риска солеотложения при взаимодействии пластовой воды с раствором АСП;

» Закачка оторочки АСП. Максимальный объем оторочки, используемый в коммерческих проектах, составляет около 30% порового объема коллектора. После закачки в пласт раствор АСП www.rogtecmagazine.com

preceded by other activities, including the traditional waterflood and the injection of a polymer solution (See Figure 5). Fields with high oil viscosity like Marmul in Oman and Pelican Lake in Canada benefited from polymer flooding, because the efficiency of a traditional waterflood in such fields is low, and the injection of a polymer solution generated an additional 5% to 10% of incremental oil recovery. ASP flooding may result in higher values of incremental production, ranging between 10% and 20%, because it enables the production of both mobile and trapped oil. A polymer flood as a preliminary stage before an ASP flood removes a considerable proportion of technical and operational risks and helps prepare for the more complicated ASP process.

ROGTEC 33

ДОБЫЧА начинает мобилизировать защемленную нефть, которая формирует нефтяной вал;

ASP flooding

» Закачка воды (можно из системы ППД) для

поддержки пластового давления при дальнейшем вытеснении растворов АСП и полимера к добывающим скважинам.

Заводнение АСП вр ем я

Коэффициент извлечения нефти

На данный момент странами-лидерами по применению хМУН являются Китай, Канада и Оман [7,8]. В большинстве случаев к реализации проектов АСП пришли через реализацию нескольких промежуточных этапов разработки, включающие как традиционное заводнение, так и закачку полимерного раствора (смотрите Рисунок 5). Для месторождений с высокой вязкостью нефти, например для Мармул (Оман) и Пеликан Лейк (Канада) переход к полимерному заводнению оправдан из-за низкой эффективности традиционного заводнения. Закачка полимерного раствора позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти на 5-10%. В то же время заводнение АСП позволяет достичь более высоких значений дополнительного КИН в 10-20% за счет добычи как мобильной, так и защемленной нефти. Проведение полимерного заводнения как предварительного этапа перед АСП заводнением также позволяет снять значительную часть технических и эксплуатационных рисков и лучше подготовиться к внедрению более технологичного заводнения АСП.

Полимерное заводнение Заводнение его оптимизация и уплотнящее бурение

Разработка на естественном режиме

Затраты и технологическая сложность

Рисунок 5. Возможные этапы разработки месторождения с хМУН

34 ROGTEC

Tim e

раствор закачивается с целью вытеснения оторочки АСП и мобилизированной нефти в направлении добывающих скважин.

Oil recovery factor

» Закачка оторочки полимерного раствора. Такой Polymer flooding Waterflooding, its optimization, and infill drilling Natural flow

Cost and technical complexity

Figure 5. Potential stages of field development with CEOR Due to low viscosity of West Salym crude injection of polymer after a prolonged period of waterflooding is not economic. Therefore it makes sense to start ASP flooding immediately after the traditional waterflood. The following are the main challenges and constraints in implementing the ASP technology:

» Relatively high OPEX associated with the cost

of chemicals • Surfactant (100% active) – 3-5 $/kg • Solvent (e.g. isobutanol) –1-1.5 $/kg • Polymer – 4-6 $/kg • Sodium carbonate – 0.15-0.25 $/kg • All chemicals in an ASP solution – 50-80 $/m3

» Loss of chemicals that reduce efficiency of ASP flooding: • Retention in the reservoir (adsorption in clays, loss of surfactant in oil) • Loss of chemicals in non-productive areas • Chromatographic separation of ASP components • Reduced activity of the solution caused by a reaction with the reservoir fluids » Reduced injectivity of injection wells, which may be caused by the following: • High viscosity of the solution due to polymer • Scale precipitation due to reaction between chemicals and reservoir water/rock • Formation of viscous water-oil emulsions in the reservoir • Polymer plugging in the near wellbore area » The operation of the ASP process equipment is more challenging than during the traditional waterflood process • The production of stable emulsions requires a more www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Ввиду невысокой вязкости нефти ЗападноСалымского месторождения закачка раствора полимера после длительного периода заводнения является экономически нецелесообразной. Таким образом, имеет смысл перейти к заводнению АСП сразу после традиционного заводнения. Основные вызовы и ограничения технологии АСП следующие: » сравнительно высокие эксплуатационные затраты из-за стоимости химических реагентов • ПАВ (100% активного вещества) – 3-5$/кг • Растворитель (например, изобутанол) – 1-1.5$/кг • Полимер – 4-6$/кг • Кальцинированная сода – 0.15-0.25$/кг • Стоимость химических реагентов в растворе АСП – 50-80$/м3

» потери химических реагентов, понижающие

эффективность процесса: • удерживание в коллекторе (адсорбция на глинах, потери ПАВ в нефти) • потеря химического раствора при закачке в непродуктивные зоны • хроматографическая сепарация компонентов раствора АСП • снижение активности раствора при взаимодействии с флюидами коллектора

» понижение приемистости нагнетательных скважин при закачке химраствора вызванное: • закачкой более вязкого раствора полимера • солеобразования при реагировании химических реагентов с водой и породой коллектора • образование вязких водонефтяных эмульсий в коллекторе • закупоривание породы призабойной зоны скважины полимером » эксплуатация оборудования при заводнении АСП более сложная по сравнению с традиционным заводнением • более сложный процесс подготовки нефти при добыче стойких эмульсий • жесткие требования по подготовке закачиваемого раствора: водоподготовка и дозировка химреагентов • проблема утилизации добытой жидкости содержащей химические реагенты » могут также возникнуть логистические ограничения в связи с доставкой большого количества веществ на месторождения с неподходящей инфраструктурой. www.rogtecmagazine.com

• •

complex treatment process The make-up of the ASP solution should be carefully managed, including water treatment and dosing of chemicals The produced process liquid containing chemicals creates a disposal challenge

» There may also be logistical challenges, if large quantities of chemicals have to be delivered to fields with unsuitable infrastructure. Literature

[1] International Energy Agency statistics [2] Shell’s “Enhanced Oil Recovery” brochure [3] Lake, L.W., “Enhanced Oil Recovery”, Prentice-Hall, 1989 [4] Sheng, J. J., Leonhardt, B., & Azri, N. “Status of PolymerFlooding Technology.” SPE-174541 (2015) [5] Alvarado, V., Manrique, Э., “Enhanced Oil Recovery. Field Planning and Development Strategies,” Technopress Ltd, 2011 [6] Suijkerbuijk, B. M. J. M., Sorop, T. G., Parker, A. R., Masalmeh, S. K., Chmuzh, I. V., Karpan, V. M., Volokitin Y.E., Skripkin, A. G. “Low Salinity Waterflooding at West-Salym: Laboratory Experiments and Field Forecasts.” SPE-169102, (2014) [7] Nelson, R. C., Lawson, J. B., Thigpen, D. R., & Stegemeier, G. L. “Cosurfactant-Enhanced Alkaline Flooding” SPE 12672 (1984) [8] Sheng, J. J., Leonhardt, B., & Azri, N. “Status of PolymerFlooding Technology.” SPE-174541 (2015) [9] Delamaide, E., Bazin, B., Rousseau, D., & Degre, G. “Chemical EOR for Heavy Oil: The Canadian Experience. SPE169715 (2015)

Литература

[1] Статистика Международного Энергетического Агентства (IEA) [2] “Enhanced Oil Recovery” брошюра концерна «Шелл» [3] Lake, L.W., “Enhanced Oil Recovery”, Prentice-Hall, 1989 [4] Sheng, J. J., Leonhardt, B., & Azri, N. “Status of PolymerFlooding Technology.” SPE-174541 (2015) [5] Алварадо, В., Манрик, Э., “Методы Увеличения Нефтеотдачи Пластов. Планирование и Стратегии Применения”, Technopress Ltd, 2011 [6] Suijkerbuijk, B. M. J. M., Sorop, T. G., Parker, A. R., Masalmeh, S. K., Chmuzh, I. V., Karpan, V. M., Volokitin Y.E., Skripkin, A. G. “Low Salinity Waterflooding at West-Salym: Laboratory Experiments and Field Forecasts.” SPE-169102, (2014) [7] Nelson, R. C., Lawson, J. B., Thigpen, D. R., & Stegemeier, G. L. “Cosurfactant-Enhanced Alkaline Flooding” SPE 12672 (1984) [8] Sheng, J. J., Leonhardt, B., & Azri, N. “Status of PolymerFlooding Technology.” SPE-174541 (2015) [9] Delamaide, E., Bazin, B., Rousseau, D., & Degre, G. “Chemical EOR for Heavy Oil: The Canadian Experience. SPE169715 (2015)

ROGTEC 35

ДОБЫЧА

Лабораторные и полевые испытания заводнения АСП

Laboratory and Field Tests for an ASP Flooding Project

Я. Е. Волокитин, М.Ю. Шустер, В.М. Карпан, И.Н. Кольцов (Салым Петролеум Девелопмент Н.В.) , А.Г. Скрипкин

Y.Е. Volokitin, M.Y. Shuster, V.М. Karpan, I.N. Koltsov (Salym Petroleum Development N.V.), А.G. Skripkin

Вступление В связи с тем, что технология АСП основана на применении дорогих химических реагентов, компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) применяется комплексный подход к внедрению технологии с постепенным снятием рисков. Развитие проекта АСП для Западно-Салымского месторождения

Introduction ASP projects involve the use of expensive chemicals, so Salym Petroleum Development (SPD) has taken a holistic approach to gradually de-risk the technology. The evolution of the ASP project at the West Salym field is shown in Figure 1. The first stages relied on extensive laboratory tests to select the right surfactant

36 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION показано на Рисунке 1. Первые три этапа, состоящие из лабораторных исследований - подбора ПАВ, экспериментов на керне и полевого испытания с маркерами, - направлены на подбор оптимальной рецептуры заводнения АСП для пилотного проекта. Эти три этапа уже пройдены, и компания СПД приступила к выполнению пилотного проекта АСП. Подбор ПАВ На начальном этапе проекта проводился целый набор лабораторных испытаний для определения состава раствора АСП, эффектно работающего в условиях Западно-Салымского месторождения. В данной статье мы приводим краткое описание процедур проведения таких тестов. Более детальную информацию можно найти в других источниках [1-4]. На первом этапе испытаний отбираются ПАВ и полимеры, продемонстрировавшие химикофизическую стабильность при пластовых условиях. Для нефтяных месторождений Западной Сибири характерными являются сравнительно высокие температуры и низкая соленость воды. Поэтому наиболее важными являются длительные

and perform core experiments to find the best ASP formulation. These were followed by a field tracer test. These three stages completed, SPD has started a field pilot test of the ASP technology. Selection of Surfactant The initial stage of the project involved extensive laboratory tests to define the composition of the ASP solution that would work efficiently in the conditions of the West Salym field. This article will only focus on the key processes used in the tests, with more detailed information available in other sources [1-4]. The first stage focused on the selection of the surfactant and polymers that would have chemical and physical stability in the reservoir conditions. West Siberian oil fields are characterized by relatively high temperatures and low water salinity, which emphasizes the need for long laboratory tests of temperature stability of the surfactant and polymer. In such experiments, test tubes with a water solution of the chemical (surfactant, polymer and others) were put in a heater for a period of from several weeks to several months, after which the chemicals were tested for the stability of their physical and chemical properties.

Полномасштабные проекты в Западной Сибири Full-field projects in Western Siberia 2018+ Полномасштабный проект АСП ASP full-field project 2018+ 2013 Дизайн и документация / Design and documentation

Пилотный проект АСП ASP pilot project 2012 - 2017

2014-2015 Строительство / Construction 2015-2016 Эксплуатация / Operation 2016-2017 Дополнительная добыча / Incremental production

Полевое испытание с маркерами Field tracer test 2009 Эксперименты на керне Core experiments 2009 Подбор ПАВ Surfactant selection 2008

Рисунок 1. Вехи развития проекта АСП для Западно-Салымского месторождения Figure 1. West Salym ASP project milestones www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 37

ДОБЫЧА лабораторные исследования на температурную стабильность ПАВ и полимера. В таких экспериментах пробирки с водным раствором химического реагента (ПАВ, полимера и т.д.) помещаются в печку на период от нескольких недель до нескольких месяцев, по истечению которого реагенты тестируются на изменение их физикохимических свойств. В некоторых случаях компаниипроизводители уже могут предоставить информацию о стабильности химических реагентов, что значительно ускоряет этап предварительного отбора. Дальше проводятся тесты на водорастворимость компонентов АСП (в основном ПАВ) и на фазовое поведение для определения способности раствора АСП образовывать микроэмульсии с нефтью. В таких тестах химические реагенты смешиваются с раствором соли в испытательной пробирке и выдерживаются при пластовой температуре. В случае с тестом на фазовое поведение в пробирку добавляют сырую дегазированную нефть с месторождения. Типичные результаты этих двух экспериментов для условий Западно-Салымского месторождения показаны на Рисунке 2. В тестах на фазовое поведение наилучшую активность с нашей нефтью продемонстрировали ПАВ из ряда внутренних олефин сульфонатов (ВОС), имеющих большой молекулярный вес [5-7]. Серьезным недостатком таких ПАВ является их плохая растворимость в воде, как это и показано на Рисунке 1, где видно расслоение и образование пленки нерастворившегося ПАВ. Поэтому для улучшения водорастворимости в раствор АСП был добавлен растворитель – изобутанол. Несмотря на то, что с добавлением изобутанола стабильность раствора АСП при температуре коллектора значительно улучшилась, разделение фаз может произойти при более низких температурах, характерных для поверхностного оборудования по подготовке раствора АСП. Поэтому стоит также проверить водорастворимость компонентов АСП ниже пластовой температуры [8]. Эксперименты на керне Следующим и самым важным этапом лабораторных исследований являются фильтрационные эксперименты на керне, отобранном из скважин месторождения. В связи с использованием значительного количества химических реагентов такие эксперименты являются более сложными по сравнению с традиционными экспериментами по заводнению керна, а также требуют опытного персонала для их выполнения. Компания СПД совместно с “ТомскНИПИ-Нефть” провела несколько десятков керновых экспериментов для оптимизации формулы АСП. Основные параметры и результаты

38 ROGTEC

In certain cases, the manufacturer provides information on the stability of the chemicals they produce, which considerably accelerates the initial selection process. The first stage of the tests was followed by solubility tests of various ASP components (especially the surfactant) and phase behavior experiments to determine whether the ASP solution would be capable of forming micro emulsions with oil. In the first type of tests, the chemicals were mixed with a salt solution and held at the reservoir temperature. In the phase behavior tests, degassed crude from the field was added to the test tube. The typical results of these tests are shown in Figure 2. Internal olefin sulfonates (IOS) with high molecular weight were the best surfactant performers in the phase behavior tests [5-7]. However, they have a major disadvantage of low water solubility, which is shown in left-hand picture in Figure 2, where a layer of undissolved surfactant is clearly visible. Solvent isobutanol was added to the surfactant solution to improve solubility.

Хорошая водорастворимость High water solubility

Плохая водорастворимость Low water solubility

Виндзор тип III Windsor Type 3

Рисунок 2. Результаты тестов на водорастворимость (слева) и фазовое поведение (справа) для условий Западно-Салымского месторождения Figure 2. Tests of water solubility (left) and phase behavior (right) for West Salym The addition of isobutanol considerably improved the stability of the ASP solution at the reservoir temperature. However, phase separation can take place earlier, in the surface equipment used to prepare the ASP mix, www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 39

ДОБЫЧА

Проницаемость колонки

50 мД

Column permeability

50 mD

Концентрации компонентов раствора АСП

0.7% ПАВ, 2% кальц. соды, 0.3% полимера

Concentrations of ASP solution components

0.7% surfactant, 2% sodium carbonate, 0.3% polymer

Объем оторочки АСП

40% порового объема колонки

Injected volume of the ASP slug

40% of the pore volume

Концентрация компонентов полимерной оторочки

0.3% полимера

Concentration of components in the polymer drive

0.3% polymer

Объем полимерной оторочки

40% порового объема колонки

Injected volume of the polymer drive

40% of the pore volume

Остаточная нефтенасыщенность после заводнения

33%

Residual oil saturation after the waterflood

33%

Остаточная нефтенасыщенность после заводнения АСП

8-9%

Residual oil saturation after the ASP flood

8-9%

Дополнительный КИН

40%

Incremental recovery

40%

Потери ПАВ

0.3 мг/г керна

Surfactant retention

0.3 mg per gram of core

Потери соды

0.4 мг/г керна

Sodium consumption

0.4 mg per gram of core

Таблица 1. Основные параметры и результаты фильтрационного эксперимента АСП Table 1. Key parameters and results of the ASP flow experiment одного из таких экспериментов показаны в Таблице 1 и Рисунке 3. После создания начальной нефтенасыщенности в керне последовательность закачки состоит из следующих этапов: » Традиционного заводнения, которое проводится закачкой модельной пластовой водой. Этот этап продолжается до вытеснения максимально возможного количества мобильной нефти из керна. В данном эксперименте остаточная нефтенасыщенность после заводнения составила 33%;

» Заводнения АСП в объеме 40%

от порового объема колонки. При закачке раствора АСП в керн происходит мобилизация защемленной нефти, которая образует нефтяной вал. На выходе из колонки содержание нефти в таком вале составляет 30-40% (см. Рисунок 3а);

» Заводнения полимером в объеме 40% порового

объема керновой колонки для вытеснения мобилизированной нефти и оторочки АСП из керна. В начале закачки полимера наблюдается добыча чистой нефти из нефтяного вала. В конце этапа

40 ROGTEC

which operates at lower temperatures. Therefore, an additional test was taken to check the water solubility of the ASP components at temperatures below the reservoir temperature [8]. Core Experiments Flow experiments on the cores taken from the field formed the next and extremely important stage in the whole process. This stage required a lot of specialized chemicals and highly qualified personnel, which made the process more complicated as compared with the traditional core flooding experiments. SPD together with the Tomsk-based research company TomskNIPI-Neft performed several dozen core experiments to optimize the ASP formulation. The main parameters and results of such experiments are shown in Table 1 and Figure 3. The experiment involved the following flooding sequence to achieve maximum recovery: » Traditional waterflood with the injection of model formation water. This stage continued until a maximum amount of mobile oil could be displaced from the core. In this experiment, residual oil saturation post the waterflood was 33%;

» Injection of ASP in the amount of 40% of pore volume www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

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

ROGTEC has your marketing needs covered! www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

ДОБЫЧА

нефть добывается в основном в виде эмульсии;

» Постзаводнения – закачка модельной пластовой воды для поддержки давления при вытеснении закачанных химических реагентов из керна и образовавшихся водо-нефтяных эмульсий.

» Polymer flooding in the amount of 40% of the pore

(a)

содержание нефти в добытой жидкости (%) добыча остаточной нефти (%)

% нефть, сода, ПАВ

60%

выход ПАВ (% начальной концентрации) pH воды на выходе

50%

9 8 7 6

30%

20%

10%

2 2.5

0.5

1.5

количество прокачанных поровых объемов

(b)

0.2

80%

0.15

70%

(a)

Oil in effluent (%) Recovery of residual oil (%)

60%

Surfactant in effluent (in % to the initial concentration) Effluent water pH

9 8 7

40%

30%

20%

10%

0.1

Sodium in effluent (in % to the initial concentration)

50%

0.3 0.25

» After flooding – the injection of model formation water to maintain pressure, after the injected chemicals and water-oil emulsions were displaced from the core.

0.05

0.5

1.5

Injected fluid volume (PV)

2 2.5

0.3

0 1

номер образца вдоль колонки

Рисунок 3. Результаты эксперимента по заводнению АСП на керне. Результаты по добыче нефти показаны слева (a) и остаточная нефтенасыщенность после АСП заводнения для каждого из образцов колонки показаны справа (b). В данном эксперименте в результате заводнения раствором АСП было добыто свыше 75% нефти, оставшейся после заводнения, и дополнительный КИН составил 40% от начальной нефтенасыщенности. Стоит также отметить, что потери ПАВ и кальцинированной соды на керне месторождения значительно превзошли потери химических реагентов на керне обнажения, измеренные ранее. Большие потери ПАВ с соды объясняют увеличение остаточной нефтенасыщенности после заводнения АСП в образцах, расположенных ближе к концу колонки (смотри Рисунок 3b). На основании результатов таких лабораторных исследований было решено применить данную рецептуру АСП для проведения полевого испытания с маркерами на одной скважине.

42 ROGTEC

Residual oil saturation after the ASP flood

остаточная нефтенасыщенность после заводнения АСП

40%

volume of the core column to displace mobilized oil and ASP slug from the core. At the start of the polymer drive, pure oil was produced from the oil bank. At the end of this stage, oil was produced mostly in the form of an emulsion;

70%

% oil, sodium, surfactant

выход соды (% начальной концентрации)

80%

of the column. When injected into the core, the ASP solution mobilizes trapped oil, which forms an oil bank. At exit from the column, oil in the oil bank accounts for 30-40% of the effluent volume (See Fig. 3а);

0.25

(b)

0.2 0.15 0.1 0.05 0 1

Number of sample along the column

Figure 3. The results of the ASP flood of core. The oil production results are shown left (a), and the residual oil saturation for each of the column samples is shown right (b). In this experiment, the ASP flood recovered more than 75% of the oil left behind after the waterflood, and the incremental recovery was 40% from the initial oil saturation. Notably, the consumption of surfactant and sodium carbonate in the core taken from the field was much higher than the consumption of these chemicals observed in previous experiments. The considerable loss of the surfactant and sodium account for a marked increase in residual oil saturation after the ASP flood in samples located closer to the end of the column (See Fig. 3b). www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

EtOH

400

1400 1200

EtAc

1000

300

800

200

600 400

100 0

200

100

120

объем добычи, M3

140

160

180

Рисунок 4. Результаты идеального теста с маркерами www.rogtecmagazine.com

Field Single Well Tracer Test The objective of the field tracer test was to measure injectivity and the efficiency of the ASP flood in field conditions, and acquire practical experience of using the ASP technology. The efficiency of the ASP flood is measured by comparing the residual oil saturation before and after the ASP flood over an area covered by such a flood. A well-known and broadly used method of injecting water solutions of tracer chemicals was used to measure the residual oil saturation [9]. Ethyl acetate (EtAc) is used as the tracer, which distributes between the static phase (trapped oil around the ASP-flooded bottomhole of an injection well) and mobile phase (a mixture of connate and injected water). As the EtAc water solution is injected, some of the tracer chemical stays in oil, which lowers the velocity at which it travels into the formation. After a strictly controlled volume of such tracer bank is injected, the well is shut in for several days. During this time, the tracer continues to be distributed between the phases, and that part which remains in water hydrolyzes to form ethanol (EtOH). For all practical purposes, ethanol is not soluble in oil and stays in water. After that, a pump is run in the well to recover the previously injected liquid. EtAc and EtOH concentrations are then measured in the recovered fluid, and the data is used to calculate average residual oil saturation in the area covered by the test. Since ethanol does not dissolve in oil, it is recovered earlier than the ethyl acetate, which stays mainly in oil. In an ideal case, the change in concentrations as the function of the volume of produced liquid would form 2 curves, which follow one another as shown in Figure 4. 500

1600

EtOH

400

1400 1200

EtAc

1000

300

800

200

600 400

100 0

Concentration EtAc, mg/l

1600

концентрация EtAc, мг/л

концентрация EtOH, мг/л

500

On the results of these lab tests, a decision was taken to try out this ASP formulation in a field single well tracer test.

Concentration EtOH, mg/l

Полевое испытание с маркерами Целями полевого испытания с маркерами является измерение эффективности заводнения АСП и приемистости в полевых условиях, а также приобретение опыта работы с технологией АСП. Измерение эффективности АСП проводится путем сравнения остаточной нефтенасыщенности до и после заводнения АСП в зоне, охваченной таким испытанием. Измерение остаточной нефтенасыщенности проводится при помощи хорошо известной и широко применяемой технологии закачки водных растворов, содержащих маркеры [9]. В качества маркера использовался этилацетат (EtAc), который в ходе исследования распределяется между неподвижной фазой (защемленная нефть в призабойной зоне нагнетательной скважины, охваченной заводнением АСП) и мобильной фазой (смесью пластовой и закачанной вод). При закачке водного раствора, содержащего этилацетат, такое распределение маркера в нефть замедляет скорость его проникновения в пласт. После закачки строго отмерянного объема такой оторочки нагнетательную скважину закрывают на несколько дней. В это время происходит дальнейшее распределение маркера между фазами и превращение маркера, оставшегося в водной фазе, в этанол (EtOH) в результате гидролиза. Этанол плохо растворяется в нефти и остается преимущественно в воде. После этого в скважину спускают насос и откачивают закачанную жидкость. В добытой жидкости проводят измерения концентраций EtAc и EtOH и по этим данным вычисляют усредненную остаточную нефтенасыщенность зоны, охваченной исследованием. В связи с тем, что этанол не растворяется в нефти, он извлекается раньше этилацетата, находящегося преимущественно в нефти. В идеальном случае измерение концентраций как функция объема добытой жидкости представляет собой сдвинутые относительно друг друга колоколообразные кривые, как это и показано на Рисунке 4.

200

100

120

Produced volume, m3

140

160

180

Figure 4. The results of an ideal tracer test The distance between the peaks in the concentration profiles for ethanol and ethyl acetate is used to determine the residual oil saturation: the bigger the distance, the higher the residual oil saturation. In real

ROGTEC 43

ДОБЫЧА

NPA (измерения) NPA (3-х слойная модель)

600 500

150

400

100

300 200

50 0

100

120

объем добычи, м

140

160

180

(b)

200

800 700 600 500

150

400

100

EtOH (измерения) NPA (измерения)

50 0

300

EtOH (3-х слойная модель)

200

NPA (3-х слойная модель)

100

120

160

200

240

объем добычи, м3

280

концентрация NPA, мг/л

концентрация EtOH, мг/л

250

NPA (measured) NPA (3-layer model)

700 600 500

150

400

100

300 200

50 0

100

120

Produced volume, m3

250

140

(b)

200

160

180

800 700 600 500

150

400

100

EtOH (measured) NPA (measured)

50 0

300

EtOH (3-layer model)

200

NPA (3-layer model)

100

120

160

200

240

Produced volume, m3

280

320

Рисунок 5. Результаты полевого испытания с маркерами до закачки АСП (а) и после закачки АСП (b)

320

Figure 5. Results of the field tracer test before ASP injection (а) and after ASP injection (b) скважине Западно-Салымского месторождения ппредставлены Рисунке 5. Измерение остаточной нефтенасыщенности при помощи маркеров было проведено до (Рисунок 5а) и после закачки АСП (Рисунок 5b). Измеренные концентрации маркеров использовали для интерпретации как в аналитических, так и гидродинамических моделях. Разница в горизонтальной плоскости между пиками кривых концентраций EtOH и NPA (т.е. EtAc), наблюдаемая до закачки АСП, практически исчезла после такого заводнения. Из

44 ROGTEC

EtOH (3-layer model)

200

800

Concentration NPA (mg/l)

200

700

(a)

EtOH (measured)

Concentration NPA (mg/l)

EtOH (3-х слойная модель)

250

Concentration EtOH (mg/l)

(a)

EtOH (измерения)

800

концентрация NPA, мг/л

концентрация EtOH, мг/л

250

life, though, the curves shown in Fig. 4 will be affected by many factors, including cross-flows between formations, the dispersion of liquid during shut-in, continuous hydrolysis of ethyl acetate, the movement of injected slug under the influence of neighboring injection wells, and others, which makes interpretation much more challenging and contributes to interpretation error. To better trace the ethyl acetate, propanol (NPA) was also added to the injected liquid, which was used as the ethyl acetate tracer for further data interpretation (See Fig. 5).

Concentration EtOH (mg/l)

Сдвиг между пиками кривых концентраций этанола и этилацетата представляет собой меру остаточной нефтенасыщенности: чем больше сдвиг между пиками кривых, тем больше остаточная нефтенасыщенность. В реальном же случае на форму кривых, приведенных на Рисунке 4, влияет множество факторов, таких как перетоки между пластами и перераспределение жидкостей при закрытии скважины, постоянный гидролиз этилацетата, смещение закачанных оторочек из-за влияния соседних скважин ППД и т.д., что значительно усложняет интерпретацию результатов исследования и увеличивает погрешность интерпретации. Для лучшего отслеживания этилацетата в закачанную жидкость был также добавлен пропанол (NPA), который был использован как маркер этилацетата для последующей интерпретации данных (смотрите Рисунок 5). Результаты полевых испытаний с маркерами на

Figure 5 shows the results of the field tracer test in a West Salym field well. Tracers were used to measure residual oil saturation before (Figure 5а) and after the injection of ASP (Figure 5b). The measured tracer concentrations were interpreted using both analytical and hydrodynamic models. The horizontal distance between the peaks of concentration profiles of EtOH and NPA (i.e. EtAc), which was clearly visible before the injection of ASP, almost totally disappeared after the ASP flood. Detailed analysis of the data showed that the residual oil saturation went down from 23% before the ASP flood to 2% after the flood in the area covered by the test. Considerable reduction of residual oil saturation showed the efficiency of the selected ASP formulation in field conditions. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION детального анализа этих данных был сделан вывод, что закачка АСП привела к уменьшению остаточной нефтенасыщенности с 23% (до АСП) до 2% (после АСП) в зоне, охваченной исследованием. Значительное уменьшение остаточной нефтенасыщенности подтвердило высокую эффективность рецептуры раствора АСП в полевых условиях. На основании результатов этого исследования было принято решение использовать данную рецептуру при проведении полноценного пилотного проекта АСП. Таким образом, подбор реагентов АСП для месторождения состоит из 4-х этапов: 1) скрининг, термическая и химическая стабильность, 2) подбор активных ПАВ для достижения низкого поверхностного натяжения, 3) оптимизация рецептуры АСП с использованием фильтрационных экспериментов на керне, и 4) проверка работы химического раствора АСП в полевых условиях. СПД успешно провела данные этапы за 4 года. Литература [1] Flaaten A.K., “An Integrated Approach to Chemical EOR Opportunity Valuation: Technical, Economic, and Risk Considerations for Project Development Scenarios and Final Decision”, PhD thesis (2012) [2] Liu S., “Alkaline Surfactant Polymer Enhanced Oil Recovery Process”, PhD thesis (2007) [3] Skripkin, A.G., Kuznetsov, I.A., Volokitin, Y.E., Chmuzh, I.V., “Experimental studies of oil recovery after AlkaliSurfactant-Polymer (ASP) flooding with West Salym cores”, SPE-162063 (2012) [4] Volokitin, Y., Sakhibgareev R., “Chemical and Analytical Work in Support of West Salym Field Enhanced Oil Recovery Project (ASP)”, SPE-162067 (2012) [5] Barnes, J. R., Dirkzwager, H., Smit, J.R., Smit, J.P., On, A., Navarrete, R. C., Ellison, B.H., Buijse, M. A. “Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 1: Structure - Performance Relationships for Selection at Different Reservoir Conditions”, SPE-129766 (2010) [6] Buijse, M. A., Prelicz, R. M., Barnes, J. R., & Cosmo, C. “Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 2: The Design and Execution of an ASP Field Test. Society of Petroleum Engineers” SPE-129769 (2010) [7] Dijk, H., Buijse, M.A., Nieuwerf, D. J., Weatherill, A., Bouts, M., Kassim, A., Stoica, F., Cosmo, C., “Salym Chemical EOR Project, Integration Leads the Way to Success”, SPE-136328-RU (2010) [8] Karpan, V.M., Volokitin, Y.E., Shuster, M.Y., Tigchelaar, W., Chmuzh, I.V., Koltsov, I.N., Tkachev, I.V., van Batenburg, D.W., Faber, M.J., Skripkin, A., “West Salym ASP pilot: Project FrontEnd Engineering”, SPE-169157 (2014) [9] Tomich, J. F., Dalton, R. L., Deans, H. A., Shallenberger, L. K. “Single-Well Tracer Method To Measure Residual Oil Saturation” SPE-3792 (1973) www.rogtecmagazine.com

The results of the test formed the basis for a decision to use the formulation in a pattern pilot test of the ASP technology. Therefore, the process of selecting ASP components consists of 4 stages: 1) screening, thermal and chemical stability, 2) selection of active surfactant to achieve low interfacial tension, 3) optimization of the ASP formulation through flow experiments on core, and 4) test of the ASP solution effectiveness in field conditions. It took SPD 4 years to successfully complete all these stages. Literature [1] Flaaten A.K., “An Integrated Approach to Chemical EOR Opportunity Valuation: Technical, Economic, and Risk Considerations for Project Development Scenarios and Final Decision”, PhD thesis (2012) [2] Liu S., “Alkaline Surfactant Polymer Enhanced Oil Recovery Process”, PhD thesis (2007) [3] Skripkin, A.G., Kuznetsov, I.A., Volokitin, Y.E., Chmuzh, I.V., “Experimental studies of oil recovery after AlkaliSurfactant-Polymer (ASP) flooding with West Salym cores”, SPE-162063 (2012) [4] Volokitin, Y., Sakhibgareev R., “Chemical and Analytical Work in Support of West Salym Field Enhanced Oil Recovery Project (ASP)”, SPE-162067 (2012) [5] Barnes, J. R., Dirkzwager, H., Smit, J.R., Smit, J.P., On, A., Navarrete, R. C., Ellison, B.H., Buijse, M. A. “Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 1: Structure - Performance Relationships for Selection at Different Reservoir Conditions”, SPE-129766 (2010) [6] Buijse, M. A., Prelicz, R. M., Barnes, J. R., & Cosmo, C. “Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 2: The Design and Execution of an ASP Field Test. Society of Petroleum Engineers” SPE129769 (2010) [7] Dijk, H., Buijse, M.A., Nieuwerf, D. J., Weatherill, A., Bouts, M., Kassim, A., Stoica, F., Cosmo, C., “Salym Chemical EOR Project, Integration Leads the Way to Success”, SPE-136328-RU (2010) [8] Karpan, V.M., Volokitin, Y.E., Shuster, M.Y., Tigchelaar, W., Chmuzh, I.V., Koltsov, I.N., Tkachev, I.V., van Batenburg, D.W., Faber, M.J., Skripkin, A., “West Salym ASP pilot: Project Front-End Engineering”, SPE-169157 (2014) [9] Tomich, J. F., Dalton, R. L., Deans, H. A., Shallenberger, L. K. “Single-Well Tracer Method To Measure Residual Oil Saturation” SPE-3792 (1973)

ROGTEC 45

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА КРУГЛЫМ СТОЛОМ

Технология за Круглым Столом: ГРП Technology Roundtable: Fracturing

Роман Чубаров ООО «Везерфорд»

Игорь Котман Halliburton

Константин Байдюков ООО «Трайкан Велл Серив»

Гартвик Андрей Андреевич ООО «КАТКонефть».

Roman Chubarov Weatherford

Igor Kotman Halliburton

Konstantin Baidyukov Trican Well Service

Andrey Andreyevich Gartvik CATKoneft

1. Оказали ли санкции, ограничивающие развитие трудноизвлекаемых запасов в России, какое-либо воздействие на операции по ГРП для обычных пластов-коллекторов?

1. With the sanctions currently restricting Russia’s development of hard to recover reserves, has there been any accidental impact on fracking operations for conventional reservoirs?

Weatherford: Что касается обычных пластовколлекторов, то стоит отметить, что объемы работ по ГРП всех компаний-подрядчиков несколько снизились на фоне падения мировых цен на нефть. Однако стоит отметить рост применения горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта на российских месторождениях из-за достаточно высокой эффективности при разработке низкопроницаемых нефтеносных пластов. Это позитивно сказывается на росте объемов и числа выполненных компанией Weatherford работ, в том числе благодаря применению колтюбинга, или гибких насосно-компрессорных труб.

Weatherford: For conventional reservoirs, frac scopes have been reduced for all the contractors due to the plummeting oil prices. However, horizontal drilling and multi-stage fracturing have become more common in Russian fields thanks to its high efficiency in tight reservoirs. This positively affects the scope and number of jobs performed by Weatherford, including those performed on CT, or coiled tubing.

Halliburton: Санкции не оказали влияния на проекты, где применяется стандартный ГРП. Если соответствующий проект не входит ни в одну из

46 ROGTEC

Halliburton: There has been no effect on conventional fracturing and all conventional frac work is been done on a regular basis and without interruptions so long as the respective project does not fall under the restricted enduse categories in accordance with the applicable laws and regulations, i.e. Offshore North of the Arctic Circle; Deepwater exploration or production greater than 500ft; Shale Oil and Gas Projects in Russian Federation. www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE категорий, на которую распространяются ограничения согласно действующему законодательству (т.е. шельфовые месторождения за Полярным кругом, глубоководная разведка или добыча на глубине более 500 футов, проекты по освоению месторождений сланцевой нефти и газа в РФ), все стандартные операции ГРП выполняются регулярно, без сбоев. «Трайкан Велл Серив»: Большинство проектов разработки трудноизвлекаемых запасов были лишь на опытно-промышленной стадии на момент введения санкций, поэтому влияние на производственную деятельность в России было минимальным, и мы не ожидаем каких-либо перебоев в нашем бизнесе в России до конца 2015 года, с учетом введенных на данный момент санкций. Тем не менее, мы продолжаем наблюдать за развитием ситуации, так как она действительно влечет за собой дополнительные бизнесриски в данном регионе. До сих пор санкции не влияли на работы по гидроразрыву традиционных пластов, все наше оборудование полностью занято на работах, и мы продолжаем оказывать высококачественные услуги по гидроразрыву и предлагать технологические решения на российском рынке. «КАТКонефть»: Безусловно введенные санкции оказали некоторое влияние и на работы по гидроразрыву пласта на традиционных запасах. В частности, поставки импортного оборудования теперь занимают больше времени, с учетом необходимости сбора бумаг и доказательств того, что мы не занимаемся видами деятельности, входящими в санкционный перечень. Но в целом это не катастрофично. Я думаю, большее негативное воздействие на состояние дел на российском рынке ГРП оказал рост курса валют. Сейчас стоимость оборудования и комплектующих в рублевом эквиваленте возросла пропорционально росту валюты, т.е. практически в два раза. С учетом того, что все высокотехнологичное оборудование флотов ГРП импортного происхождения – это весьма негативно отражается на текущей рентабельности нефтесервисных предприятий, т.к. для поддержания должной работоспособности, оригинальные комплектующие приходится покупать постоянно. Вместе с тем, на протяжении последних лет, мы успешно проводим программу импортозамещения возможных запасных частей отечественными аналогами. В основном это www.rogtecmagazine.com

Trican Well Service: Most hard to recover reserves projects were only at pilot stage when the sanctions were introduced so the impact on our Russian operations has been minimal and we do not anticipate any disruptions to our Russian business throughout the remainder of 2015 based upon the sanctions that have been imposed to date. However, we continue to monitor this situation closely as it does raise additional business risks in the region. So far sanctions had no impact on fracturing operations for conventional reservoirs, all our equipment is fully utilized and we continue to provide high quality fracturing services and technological solutions on the Russian market.

CATKoneft: Obviously, the imposed sanctions have had some impact on fracking operations for conventional reservoirs. In particular, the deliveries of imported equipment take more time now as we have to collect the documents and evidence showing that we do not carry out any activities that are in the sanction list. However, it’s not disastrous all in all. I believe a more negative impact on the Russian market’s state of affairs has been made by the weaker rouble against foreign currencies. Now the cost of equipment and components in the rouble equivalent has risen proportionally to the rouble weakening, i.e. virtually twice as much. Keeping in mind that all hi-tech equipment of frac fleets is made outside Russia, this has negatively influenced the current profitability of the oilfield service companies, because they have to continuously purchase the original components in order to maintain their proper performance capability. At the same time, for the last few

ROGTEC 47

КРУГЛЫЙ СТОЛ относится к клапанным узлам насосов, запорной арматуре и прочим расходным материалам. 2. Каков текущий уровень спроса на одно-и многоступенчатые ГРП в регионе? Weatherford: Как я уже упоминал, в целом на рынке наблюдается увеличение спроса на многостадийные ГРП. Если говорить о России, то поскольку МГРП представляет собой одну из наиболее передовых и эффективных технологий для горизонтальных скважин, число которых, как и объемы горизонтального бурения, растет из года в год, то возрастает и востребованность этого метода в нашей стране. Halliburton: В настоящий момент все большее число наших заказчиков переходят на бурение горизонтальных скважин с применением многостадийных обработок пласта. Данная стратегия на практике доказала свою эффективность и последующую окупаемость затрат. С каждым годом многостадийные ГРП все больше и больше увеличивают свою долю в общем объеме проводимых работ. Если в 2012 году Halliburton обработал порядка 7% всех зон с использованием таких многостадийных технологий, как RapidStage, SurgiFrac, CobraMax и Plug&Perf, то в 2013 году с применением многостадийных или аналогичных технологий было выполнено уже более 17% ГРП, а в 2014 году этот показатель составил 31% от общего количества. Не нужно также забывать, что в настоящий момент пробурено огромное количество вертикальных скважин, которые ждут своей очереди для проведения работ по повышению нефтеотдачи при помощи различных методов интенсификации, хотя мы видим тенденцию к сокращению такого типа скважин в будущем. Учитывая опыт работы на простых и многозонных скважинах, можно сказать, что скважины должны строиться с учетом всего жизненного цикла. Колонны должны быть рассчитаны на давления, обеспечивающие применение различных методов стимуляции. Заканчивание скважин должно позволять проводить повторные обработки и широкий цикл исследования скважины. Желательно оборудовать скважины системами мониторинга и контроля. «Трайкан Велл Серив»: Начиная с 2012 года, мы наблюдали 10-15 процентное увеличение числа многостадийных ГРП практически во всех нефтегазодобывающих регионах России. Прежде всего, этот рост был обусловлен заинтересованностью добывающих компаний в высокотехнологичном бурении в сочетании с новыми для российских условий системами заканчивания, применение которых позволило значительно улучшить показатели по добычи углеводородов в сравнении с «обычными»

48 ROGTEC

years we have successfully conducted the programme of substitution of imported possible spare parts with Russian analogues. These are mostly pump valve units, valves and other consumables. 2. What is the current level of demand for single and multi-stage fracks in the region? Weatherford: As I mentioned earlier, the market has experienced increased demand for multi-stage fracturing. As multi-stage fracking is one of the advanced and efficient technologies for horizontal drilling, the scope of which grows every year, the demand for this technology is growing in our country. Halliburton: Currently more and more customers switch to horizontal drilling with multistage formation treatment. This strategy has proved its efficiency and subsequent costeffectiveness. Every year multistage fracturing operations increase their share in the total scope of work. In 2012 Halliburton treated over 6.6% of all zones using multistage technologies such as RapidStage® sleeves, SurgiFrac, CobraMax and Plug&Perf. Compared to that, in 2013 over 17% of frac treatments were performed with multistage or similar technologies. In 2014 multizone treatments were 31% from total number accordingly. We should keep in mind that at this point there are lots of vertical wells drilled and are waiting for their turn to be stimulated with various treatment methods, though we predict that the number of such wells will be reduced in future. Based on our experience with both simple and multizone wells we can say that wells should be constructed with due consideration for their entire operating life. Casing strings should be designed to withstand any pressures to ensure application of various well stimulation methods. Wells should be completed in such a way as to enable repeated stimulation and comprehensive well logging. Ideally, wells should be equipped with monitoring and control systems. Trican Well Service: Since 2012, we have seen a 10 to 15 per cent increase in the number of multi-stage fracturing jobs across virtually all the oil and gas producing regions of Russian. First of all, this increase was due to the producing companies being interested in highly technological drilling combined with the new (for the Russian conditions) completion systems, using which lead to significant improvement of the hydrocarbon production results in comparison with the “conventional” technologies for directional wells. Now we can see the multi-stage frack jobs growth rate gradually dropping. For instance, in the first six months of 2015 the number of multi-stage frack jobs was 32% of the total number of frack jobs. We estimate that the ratio between the amount of multi-stage frack jobs and the total frack jobs may go up a few per cent by the end of this year, but we do not anticipate a substantial growth. www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE ПОВТОРНЫЙ ГРП

СНижаеТСя дебиТ мНОГОзОННОЙ СкВажиНЫ?

ПОВТОРНЫЙ ГРП – идеальНОе РешеНие!

Технология AccessFrac® помогает нефтегазодобывающим компаниям повысить добычу и рентабельность как новых активов, так и месторождений на поздних этапах разработки в широком спектре геологических и скважинных условий. Реализация технологии AccessFrac ® в многозонных скважинах имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционными методами ГРП и дорогостоящими технологиями с применением других сервисов. К основным преимуществам можно отнести существенную экономию времени на операцию, снижение рисков осложнений как в процессе, так и после ГРП, а так же возможность контроля уже существующих интервалов перфораций при обработке новых зон или проведения повторной, более эффективной стимуляции имеющихся интервалов. Взгляните на повторный ГРП по-новому. Посетите наши сайты Halliburton.com/AccessFrac, Halliburton.ru

ROGTEC 49

КРУГЛЫЙ СТОЛ технологиями на наклонно-направленных скважинах. На текущий момент мы видим определенное снижение темпов роста многостадийных ГРП. Так в первом полугодии 2015 году кол-во операций по МГРП составило 32 % к общему количеству работ по ГРП. По нашим оценкам соотношение объемов работ по МГРП к общему кол-ву работ по ГРП может набрать еще несколько процентов к концу года, но существенного увеличения мы не ожидаем. «КАТКонефть»: Емкость рынка ГРП в России в текущем году, на мой взгляд, 12-13 тысяч операций без учета ОАО «Сургутнефтегаз», пользующегося собственным сервисом. При этом доля многостадийных операций за последние три-четыре года выросла почти до 30 процентов и в дальнейшем, видимо, продолжит свой рост. Что касается следующего года, то сейчас трудно определенно сказать, как снижение цены на нефть отразится на бюджетах основных российских нефтедобывающих компаний и их планах по производству ГРП в 2016г. Будем надеяться, что существенного сокращения количества работ не произойдет. 3. Какие 3 самых распространенных причин стопа, в регионе? Как это можно преодолеть? Weatherford: К наиболее распространенным проблемам, которые зачастую нужно преодолевать для повышения эффективности работ, стоит отнести: • Геологические, которые обусловлены сложным литологическим строением продуктивного коллектора. Для того чтобы справиться с ними, необходимо более детальное изучение продуктивного пласта. Эту задачу позволяют успешно и эффективно решать инновационные каротажные инструменты компании Weatherford. Получить же более полное представление о коллекторе позволит микросейсмический мониторинг ГРП, к которому в последние годы проявляют особый интерес разведочный и добывающий секторы нефтегазовой отрасли, поскольку его применение позволяет операторам оптимизировать планы по заканчиванию с целью продления периода эффективной добычи и отбора нужных зон для повышения нефте- и газоотдачи. •

Технические, или некорректная работа оборудования. Для преодоления подобного «стопа» необходим постоянный контроль и своевременное техническое обслуживание всей используемой техники.

• Технологические, или же «человеческий фактор». Избежать проблем, обусловленных недостаточной квалификацией, вмешательством в работу техники

50 ROGTEC

CATKoneft: I estimate the capacity of the reservoir fracturing market in Russia in this year as 12-13 thousand jobs, without OAO Surgutneftegaz that use their own service company. The share of multi-stage frac jobs for the last three-four years has gone up to almost 30 per cent and it’s likely to keep growing in the future. As for the next year, it’s difficult to say with certainty how the lower oil price will affect the budgets of the major Russian oil producers and their fracturing plans for 2016. Let’s hope that there will be no dramatic reduction in the number of fracks. 3. What are the top 3 most common causes of frack failure in the region? How can these be overcome? Weatherford: Most common issues that shall be resolved to improve the efficiency of operations are as follows: • Geological, associated with the lithology of the reservoir — more detailed studies of the formations are required to deal with these problems. This is where Weatherford innovative logging tools can help. Microseismic monitoring of hydrofrac allows the customer to get a comprehensive view of the reservoir. Exploration and production sectors of oil industry have been showing a special interest in this technology, as it enables the operators to optimize their completion plans, extend the production plateau and drain specific zones to increase oil recovery. • •

Technical, or equipment malfunction. We need continuous control and timely maintenance of the equipment to overcome this problem. Technological, or human factor. Regular training of employees, holding safety meetings or job safety analysis will help prevent issues related to lack of competence, lack of familarity with the equipment or plain inattention on the job. Weatherford has always paid utmost attention to safety and personnel training, irrespective of geographic areas where the company operates.

Halliburton: The primary factor in failures is inadequate reservoir understanding as a result of lack of data. Our job is to work collaboratively with the customer to provide solutions tailored to their specific conditions. Trican Well Service: I’d name three main causes: geology, equipment, and human factor. As the number of multi-stage frack jobs is increasing as well as the quality of the reservoirs on the candidate wells on most fields is worsening, the number of problems related to more complex operations is increasing too. The main problems are still the receiving of the STOP injection mode and the work abortion. The root cause is the complex geological environment related to the well drilling: high fluid filtration resistance, formation of complex man-caused fracture networks along the horizontal section of the hole, ultra-fast www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

или банальной невнимательностью при выполнении работ, поможет регулярное обучение персонала, а также совещания и инструктажи по безопасности перед выполнением любого рода операций. Weatherford всегда уделяет максимум внимания как вопросам безопасности, так и подготовке своего персонала вне зависимости от региона проведения работ.

Halliburton: Основным фактором, определяющим неуспешное проведение ГРП, является недостаточная изученность пласта в связи с отсутствием данных. Наша задача – работая совместно с заказчиком, найти такое решение, которое отвечало бы конкретным условиям заказчика. «Трайкан Велл Серив»: Я бы назвал 3 основные причины: геология, оборудование и человеческий фактор. С ростом количества МГРП, а так же в связи с общим ухудшение структуры скважин кандитатов операционного фонда по большинству месторождений, увеличивается и количество проблем, связанных с проведением более сложных операций. Основными проблемами остаются: получение режима закачки «стоп», а так же отмена работ. Корневая причина - это сложные геологические условия, связанные с проводкой скважин: высокие сопротивления фильтрации жидкости, формирование сложных сетей техногенных трещин вдоль горизонтального ствола, сверхбыстрая фильтрация жидкости. Периодически, мы сталкиваемся с проблемами, связанными с компоновками для многостадийного ГРП. Анализ корневых причин в данном случае провести достаточно сложно из-за недостаточного объема информации, которая достоверно могла бы определить такие причины. Зачастую, подобные проблемы выявляются только методом исключения. Безусловно, часть неуспешных работ связана с отказом самого оборудования ГРП, но процент таких осложнений в нашей компании невысок и существенно не изменяется на протяжении многих лет, благодаря своевременному ремонту и обслуживанию оборудования. Нам так же удалось свести к минимуму процент неуспешных работ, связанных с человеческим фактором. Наша www.rogtecmagazine.com

filtration of the fluid. From time to time we come across the problems related to assemblies for multi-stage frack jobs. In such cases it is quite difficult to carry out a root cause analysis because of insufficient information that would help identify such causes. Often, such problems can be only identified by the method of elimination. By all means, some unsuccessful jobs are caused by the failure of the frack equipment itself, but the percentage of such complications in our company is small and has not been changing for many years - thanks to the timely repair and maintenance of the equipment. Also, we have succeeded in minimising the percentage of jobs that were not successful due to the human factor. Our company gives high priority to the training and advanced training of its employees. We have also introduced new specialist courses so that the level of our specialists would be in line with the market trends and new realities. CATKoneft: I wouldn’t say that frack failures in Russia are a burning issue. Statistically, their number is not larger than that in the U.S. and Canada. Anyone can be subjected to STOPs when conducting fracks, and sometimes they occur due to reasons beyond our control. Endless efforts may be made to reduce the risks of frack failures through a substantial increase of the expenses on additional well studies, tests, materials etc., but, on the whole, it would make no economic sense for the clients themselves. 4. Some frack jobs have faced difficulties due to the challenging nature of the formations and geology. How can an operator optimize their models to ensure frack success? Weatherford: I think that for successful frac and design optimization we should use the experience and data obtained at the previous frac projects. Frac designs for specific conditions are developed based on the data from the bottomhole pressure gauges and well survey data. In addition, Weatherford has a wide range of technological solutions and equipment to improve frac efficiency, specifically frac monitoring from an observation well. This technology enables continuous monitoring at a closest distance from the frac zone, irrespective of natural conditions or infrastructure. Combination of state-of-the-

ROGTEC 51

КРУГЛЫЙ СТОЛ компания уделяет большое значение обучению персонала и повышению уровня квалификации сотрудников. Мы так же вводим новые специализированные курсы, чтобы уровень наших специалистов отвечал тенденциям рынка и новым реалиям. «КАТКонефть»: Я бы не сказал, что неудачные ГРП в России – это острый вопрос. По статистике у нас их не больше, чем в тех же США и Канаде. От СТОПов при ГРП никто не застрахован, иногда это случается по независящим от нас причинам. Можно, конечно, до бесконечности пытаться снижать риски неудачных ГРП путем существенного увеличения затрат на дополнительные исследования скважины, тесты, материалы и т.д., но в целом, это будет уже экономически нецелесообразно для самого же заказчика. 4. Некоторые работы по ГРП столкнулись с трудностями, обусловленными сложным характером образований и геологии. Как нефтесервисной компании оптимизировать свои дизайны, чтобы гарантировать проведение успешного ГРП? Weatherford: Я считаю, что для проведения успешного ГРП и оптимизации дизайна, важно и необходимо учитывать опыт и данные, полученные при проведении предыдущих работ по ГРП. Используя данные c забойных манометров и данные, полученные в процессе исследования скважины, разрабатываются дизайны для конкретных условий. Также в запасе у компании Weatherford имеется целый арсенал технологических решений и средств, повышающих эффективность ГРП. Так, например, мы предоставляем услуги по мониторингу ГРП из наблюдательной скважины. Применение этой технологии позволяет осуществлять непрерывный и круглосуточный мониторинг на максимально близком расстоянии от зоны гидроразрыва, независимо от природных и инфраструктурных условий. Сочетание современного программного обеспечения и квалификации опытного и обученного персонала позволяет нам корректно интерпретировать сейсмические данные и на их основании предоставлять заказчикам обоснованные рекомендации. Мы всегда готовы и можем расширить спектр используемых технологий (например, используя данные лабораторных, наземных и геофизических исследований), предоставить по-настоящему комплексный обзор устройства конкретного пласта и оптимизировать дизайн разработки. Halliburton: Будучи крупнейшим поставщиком услуг по гидроразрыву пласта в мире, компания Халлибуртон имеет все возможности для того, чтобы решать поставленные заказчиками задачи, используя свои знания и опыт.

52 ROGTEC

art software and competency of experienced and trained personnel allow us to provide accurate interpretation of the seismic data and effective recommendations to our customers. We are always ready to expand the range of our offerings (e.g. incorporate available laboratory, mud and logging data), provide the customer with comprehensive information about the formation and optimize the development design. Halliburton: As the largest fracturing supplier globally, Halliburton can leverage its scale to bring the knowledge and experience necessary to solve our customers’ unique challenges. Trican Well Service: Answering to this question, I’d also like to add that there aren’t many absolutely new fields in Western Siberia, and it’s common knowledge that Western Siberia is the largest fracturing service receiver in Russia. The mode of occurrence of the reservoirs and their key characteristics are known. However, most operators are first of all interested in the geological and hydrodynamic modelling of their fields. The modelling of geomechanical properties of reservoirs has not been in fact performed, the reasons for that being its long duration and high cost. On the other hand, the producing companies are not very willing to share the available information with the service companies. A large amount of input data, without doubt, will help create more correct fracturing models, which will result in the smaller number of unsuccessful jobs. CATKoneft: OOO CATKoneft has been performing fracks in Russia since 1992. More than 30,000 frac jobs have been completed to date. Naturally, we have encountered various geological conditions while performing the jobs. At the same time, there’s nothing extraordinary in conducting the work in non-standard conditions. The correct choice of gellant, chemicals, proppant, professional workers and vast experience are the recipe for success of any frac job. 5. Water Management is an essential part of fracking – what specific challenges are faced in the region with regards to water management? Weatherford: One of the most important Weatherford missions in performing all types of operations is to comply with the highest Quality, Health, Safety and Environment protection (QHSE) standards. Some of our customers provide us with a specific water source and allow us to work only with it. Then we have to adjust the fracturing fluid to this specific source in strict compliance with QHSE requirements. As fracturing is mostly applied in Siberia, where the population density is not high and fields are situated far from any settlements, no significant issues arise with water management. www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE «Трайкан Велл Серив»: В рамках данного вопроса хотелось бы отметить, что абсолютно новых месторождений в Западной Сибири мало, а Западная Сибирь, как всем известно, является самым крупным потребителем услуг ГРП в России. Условия залегания пластов и основные их характеристики известны. Однако, наибольший интерес большинства операторов связан с геологическим и гидродинамическим моделированием своих месторождений. Моделирование геомеханических свойст пластов практически не ведется, причина проста – это долго и дорого. С другой стороны, добывающие компании неохотно делятся с сервисными компаниями имеющийся информацией. Больший объем исходных данных, безусловно, поможет создавать более корректные модели ГРП, что будет способствовать снижению числа неуспешных работ. «КАТКонефть»: ООО «КАТКонефть» производит работы по гидроразрыву пласта в России с 1992г. В этот период выполнено более 30 тысяч операций. Естественно, за это время приходилось сталкиваться с различными геологическими условиями производства работ. Вместе с тем, ничего сверхетественного в производстве работ в нестандартных условиях нет. Правильный подбор гелланта, химии, проппанта, профессиональные сотрудники и богатый опыт – залог успеха любой операции ГРП.

Halliburton: There are water wells used by drillers for their own needs. Such wells can later be used for making frack fluids, and we can plan for such arrangement as early as at the stage of wells and pads design. In addition there are special systems for water treatment. Companies should arrange water intake points to ensure treatment according to their needs, rather than let contractors handle the process. Trican Well Service: Regarding the subject of water management, there are two burning issues: “Where to obtain water?” and “How to utilise the remaining water?”. As a rule, for each area of the field there are certain points of water intake endorsed by the field operator. The good water is often at a large distance from the site, and in such cases the logistics become the main issue. Our company has worked for a long time on developing technologies capable of resolving these problems. One of the effective solutions that we offer to our clients is using produced water. It will allow to reduce the non-productive time (NPT) caused by the water import logistics, and the remaining water is safe. However, the water is disposed of in accordance with all the regulations and under close control of the supervision departments of the operators.

5. Управление водными ресурсами является неотъемлемой частью ГРП – какие конкретные проблемы возникают в регионе по отношению к управлению водными ресурсами? Weatherford: Одной из наиболее важных миссий компании Weatherford при выполнении любых видов работ является следование самым высоким из возможных стандартов качества, охраны здоровья, труда и окружающей среды (К, ОТ, ПБ и ООС). Некоторые наши заказчики предоставляют конкретный источник и разрешают работать только с ним, тогда мы модифицируем жидкость разрыва под этот источник, но при этом строго соблюдая требования ОТ, ПБ и ООС. В целом, учитывая, что в России метод гидроразрыва пласта пока чаще всего используется в Сибири, где невысока плотность населения на квадратный метр и месторождения чаще всего располагаются на существенном расстоянии от жилых поселений, то существенных проблем по управлению какими-либо водными ресурсами не возникает. Halliburton: Существуют водяные скважины, которые используются буровиками для собственных нужд. Такие скважины могут использоваться в дальнейшем для подготовки жидкости ГРП, и мы можем планировать такие работы заранее на этапе проектирования скважин www.rogtecmagazine.com

6. What types and modifications of frack equipment can you offer to the market? Weatherford: Weatherford offers reliable equipment with reduced rig up time on location and optimized operational characteristics. All our equipment is one of the best technology-driven and the youngest in the oil industry. These advantages allow us to achieve exceptional levels of service reliability, without failures that can often occur with older equipment. Our equipment gives us the opportunity to work without subcontractors and delays 24 hours a day with operational pressures up to 15,000 psi. Moreover, every well—and every zone within each well—is an opportunity for production optimization. Our

ROGTEC 53

КРУГЛЫЙ СТОЛ и кустов. Кроме того, существуют специальные системы для очистки и подготовки воды. Компании должны создавать пункты забора воды, разрешенные источники, в соответствии с потребностями, а не отдавать процесс на «откуп» подрядчикам. «Трайкан Велл Серив»: Обсуждая тему использования воды, актуальными являются два вопроса: «где взять воду?» и «что делать с остатками?». Как правило, для каждого участка месторождения есть определенные точки забора воды, согласованные с компаниейоператором. Зачастую, пригодная вода находится на достаточно далеком расстоянии, и главной проблемой становится логистика. Наша компания уже долгое время работает над разработкой технологий, способных решать данные проблемы. Одно из эффективных решений, которое мы предлагаем Заказчикам, - это использование подтоварной воды. Использование подтоварной воды позволяет сократить непроизводительное время, связанное с логистикой по завозу воды, а остатки являются безвредными. Несмотря на это, утилизация происходит по всем правилам и под пристальным надзором супервайзерских служб компанийоператоров. 6. Какие типы и модификации оборудования ГРП вы можете предложить рынку? Weatherford: Компания Weatherford предлагает надежное оборудование, обеспечивающее сокращение расходов времени как на монтаж на месторождении, так и на производственный процесс. Все наше оборудование — новое и технологически одно из лучших в отрасли. Такие преимущества позволяют получить высокий и стабильный уровень надежности его обслуживания и избежать поломок, которые часто случаются при использовании устаревшего оборудования. Наше оборудование позволяет работать без привлечения субподрядчиков и отсрочек, 24 часа в сутки и при значениях рабочего давления до 103 МПа. Более того, оптимизировать добычу можно в любой скважине и даже в любом ее интервале. Благодаря уникальной модульной концепции и конструктивной универсальности наши технологии обеспечивают точное соответствие выбранной системы заканчивания бюджету проекта и параметрам пласта. Мы предлагаем своим заказчиками услуги совместного проектирования и моделирования, а также полный комплекс оборудования для интенсификации добычи, включающий высокомоментные муфты ГРП, надежные композитные пробки, механические и разбухающие пакеры. Например, пакеры для изоляции и стимуляции интервалов в скважине и интенсификации притока, многофункциональные инструменты для проведения

54 ROGTEC

technologies provide extraordinary modularity and design flexibility, ensuring that each completion is the right answer for specific budget and formation. We offer collaborative completion design and modeling services along with a comprehensive suite of stimulation tools, including hightorque frac sleeves, durable composite plugs, mechanical and swellable packers. E.g. packers for zonal isolation and reservoir stimulation, multipurpose fishing and milling tools to remove wellbore obstructions and a wide range of through casing and tubing perforation and logging tools. All our equipment can be customized for any specific project or field and serviced at several support bases – in Nizhnevartovsk, Nefteyugansk and Kogalym. Halliburton: High-performance pumping equipment capable to ensure rates of up to 12m3/min, with treatment pressure of up to 1000 atm and injection of multicomponent fluids. We also offer fluid treatment stations, high-rate pumping lines, ball dropping devices to open frack ports, components for formation pinpoint stimulation. Trican Well Service: We always follow our clients’ needs, and the success of the dynamic growth of Trican Well Service in the Russian market is directly related to this strategy. In particular, our company is the first out of just a few companies having a mobile fracturing fleet which may be mobilised to standalone fields by helicopter. As the number of standalone projects grows, our equipment has been in high demand. Also, our company has successfully used cryogenic equipment for operations involving liquid nitrogen, which can be used for both frack jobs and coiled tubing operations. CATKoneft: In terms of the frac fleet equipment, its composition and characteristics are quite conservative and identical across the globe - surely, one must take into consideration the climatic and legal settings of the job sites. No essentially novel equipment has been invented of late. As for the downhole equipment for fracks, all novelties are, first and foremost, related to multi-stage fracks. Nowadays, in the U.S. and Canada, an interesting technology is being introduced in connection with repeated fracks using a two-packer system run into the hole on coiled tubing. This equipment has not been widely introduced to the Russian market yet. I hope that in the not so distant future we will be able to assimilate this re-frack method. 7. Do you offer your proprietary technologies and/or designs of multi-stage frack jobs? In particular, those that allow repeated multi-stage fracturing? Weatherford: Certainly. Today we have several proprietary technologies. The most popular technology is ZoneSelect®, a multistage completion and fracturing system which application can sufficiently save time for multiwww.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE ловильных и фрезеровочных работ с целью устранения препятствий в стволе скважины, а также широкий спектр инструментов для выполнения перфорации и геофизических исследований через обсадную колонну и колонну НКТ. Вся номенклатура предлагаемого оборудования при этом может быть доработана под требования каждого конкретного проекта и месторождения и обслуживается на нескольких сервисных базах компании – в Нижневартовске, Нефтеюганске и Когалыме. Halliburton: Высокопроизводительное оборудование для закачки со скоростями до 12м3/мин, давлением обработки 1000атм, подачей многокомпонентных составов. Также мы предлагаем станции подготовки жидкости, линии высокоскоростной закачки, сбрасыватели шаров для открытия фрак-портов, компоненты для точечной стимуляции пластов. «Трайкан Велл Серив»: Мы всегда отталкиваемся от потребностей наших Заказчиков, и успех динамичного развития «Трайкан Велл Сервис» на Российском рынке напрямую связан с данной стратегий. В частности, наша компания, первая и одна из немногих, обладает мобильным флотом ГРП, который может быть мобилизован на автономные месторождения вертолетом. В связи с ростом автономных проектов данное оборудование очень востребовано. Так же наша компания успешно применяет криогенное оборудование для работы с жидким азотом, которое может быть использовано, как для операций по ГРП, так и для работ, с использованием ГНКТ. «КАТКонефть»: Если говорить про оборудование самого флота ГРП, то его состав и характеристики достаточно консервативны и идентичны везде в мире, конечно с учетом климатических и законодательных условий места проведения работ. Ничего существенно нового в последнее время изобретено не было. Что касается внутрискважинного оборудования для производства ГРП, то все нововведения связаны, в первую очередь с проведением многостадийных гидроразрывов. Сейчас в США и Канаде повсеместно внедряется интересная технология связанная с повторными ГРП с помощью двухпакерной системы, спускаемой на ГНКТ. На российском рынке данное оборудование пока массово не представлено. Я надеюсь, в недалеком будущем мы также сможем овладеть данным методом производства рефраков. 7. Вы предлагаете свои запатентованные технологии и/или модели многостадийных гидроразрыв пластов? В частности, те, которые позволяют повторные многостадийные ГРП? www.rogtecmagazine.com

interval treatment, as well as i-ball® smart sleeves system with single diameter ball size for treatment of unlimited number of zones at decreased pressure pumping rate. Also, apart from conventional shut-off, fishing, port/ball milling, multistage fracturing and similar projects, our company is actively developing technologies that are new for our country, i.e. formation stimulation using conventional and coiled tubing. And, as the active well count features a number of technical limitations for re-fracturing, Weatherford has offered its customers formation stimulation and re-stimulation with proprietary ReelFrac™ packers which enable formation treatment in specific sections, as well as SurgeFrac™ packers for selective acid treatment of certain sections, all in a single trip. Halliburton: Yes. Our multi-stage frack technology portfolio is broad and includes completion equipment and frack technologies: • ConductorFrac - Advanced Pillar Fracturing Technology Provides Improved Long-Term Production from Specially Selected Formations. • CobraMAX HJA- Using CobraMax fracturing services with Hydra-Jet Anchor tools combines the Hydra-Jet™ perforating tool with the Hydra-Jet Anchor tool. • RapidStage system which provides operators new options for completing horizontal multi-interval wellbores to enable highly accurate placement of fractures, with minimal or no intervention. The system allows operators to individually access many separate intervals in a single wellbore. • The Halliburton RapidShift stimulation and production sleeve system allows selective multi-zone stimulation treatment through the production string. This versatile sleeve can be operated by either a mechanical hydraulic shifting tool run on either coiled tubing or jointed tubing or by using a ball-drop system. We can perform multistage fracs in open holes, in screens, openhole and cased liners. We also offer a wide range of repeated frac technologies for multizone wells: • AccessFrac - service combines diverting technology and conductivity enhancement material to maximize reservoir contact area and reduce the time cost of multi-zone fracturing. For initial completions or in re-frac situations. • The SurgiFrac service process uses the dynamic movement of the fluid to divert fluid flow into a specific point in the formation. The service combines hydra-jetting and fracturing technologies. The combination of these tools creates increased hydrajetting efficiency. Trican Well Service: In Russia, our company offers several process solutions enabling repeated multi-stage frack jobs. » The technology of well completion using Trican BPS collars, and multi-stage frack jobs using the selective C2C packer

ROGTEC 55

КРУГЛЫЙ СТОЛ Weatherford: Да, несомненно. На сегодняшний день мы располагаем целым рядом запатентованных технологий. Наиболее распространенными и востребованными можно назвать технологию ZoneSelect® (многостадийная система заканчивания и гидроразрыва пласта, применение которой позволяет существенно сократить время на многозонную обработку), интеллектуальные системы муфт i-ball® (с шарами одинакового диаметра для обработки неограниченного количества интервалов при сниженной скорости закачки). Также, помимо выполнения традиционных работ по изоляции обводнённых интервалов, ловильных работ, фрезерования портов/шаров МГРП и тому подобных проектов, сейчас компанией активно разрабатывается и новое для России направление – интенсификация пласта на ГНКТ и НКТ. А поскольку фонд скважин в регионе обладает рядом технических ограничений, то Weatherford предлагает своим заказчикам стимуляцию и повторную стимуляцию пласта при помощи запатентованных пакеров семейства ReelFrac™, которые позволяют проводить обработку пласта в заданном интервале, а также пакеров семейства SurgeFrac™ для селективной кислотной обработки заданного интервала – и все это за одну СПО. Halliburton: Да. Наша компания предлагает целый ряд технологий для многостадийных ГРП, в том числе оборудование заканчивания и технологии ГРП: • ConductorFrac - Технология, позволяющая создавать трещину ГРП с высокопроводимыми зонами внутри проппантной набивки, что обеспечивает повышенную долговременную проводимость. • CobraMAX HJA-Технология совмещающая гидропескоструйную перфорацию и ГРП. Позволяет эффективно обрабатывать многозонные горизонтальные скважины. • Система многоступенчатой обработки пласта для интенсификации притока RapidStage Система RapidStage предоставляет возможность заканчивания горизонтальных скважин с точным расположением трещин МГРП без дополнительных спуско-подъемных операций. • Система муфт для многоступенчатой интенсификации притока и добычи RapidShift Система RapidShift предоставляет новые возможности заканчивания горизонтальных скважин с избирательной многостадийной стимуляцией. Многофункциональная муфта RapidShift приводится в действие механическим сдвижным инструментом, спускаемым на гибких или стандартных НКТ, либо шаром при ГРП, позволяя в дальнейшем провести повторную стимуляцию. Мы можем проводить многостадийные ГРП в открытых стволах, фильтрах, открытых и зацементированных

56 ROGTEC

The main specific feature of this technology is an unlimited (the limitation is only imposed on the coiled tubing length) number of frack stages during one run in and out of hole. In addition, the BPS collars have a full bore and do not require extra runs in and out of hole for removing balls/ seats unlike the conventional well completion systems for multi-stage frack jobs. This system enables repeated selective formation treatments as the well rate of production decreases.

» The technology of well completion using Trican i-Valve

collars activated by the i-Shift key run on the coiled tubing This technology also features an unlimited (the limitation is only imposed on the coiled tubing length) number of the pay zone stimulation intervals, when each individual interval can be stimulated in any order and independently from one another during one run in and out of hole. The system does not need removing the seats after a frack job either, and is a full bore system. Also, the system provides an unlimited number of opening/closing each individual collar in case of repeated multi-stage frack jobs or in case of water influx from some pay zones.

Equipment is being developed which can perform frack jobs in the casing string annulus preceded by abrasive perforation. We plan to start using this equipment by the end of 2015. All the above mentioned technological solutions are proprietary developments of our company. CATKoneft: Our company does not offer any proprietary well completion designs. We supply our foreign partner’s downhole equipment to the Russian market. At the same time, in view of the current foreign currency exchange rate, the imported equipment is now less competitive than the domestic analogues. In the past years, many Russian companies have emerged that offer designs of multi-stage www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE хвостовиках. Кроме того, мы предлагаем широкий спектр технологий повторного ГРП в многозонных скважинах: • AccessFrac - Технология использующая биодеградируемый отклонитель потока и материал повышающий проводимость проппантной пачки. Применяется для отклонения потока для повторного ГРП на многозонных скважинах, а так же для отклонения потока в трещине и максимизации сети трещин. • SurgiFrac - Технология использует динамику жидкости для обработки заданного интервала пласта. Совмещает ГПП и ГРП. Применяется в обсаженных стволах, хвостовиках, открытых стволах.

frac jobs. Some time ago a few of them even approached us for consultations when developing their proprietary designs, and these days they offer a final product to the Russian market. So we are happy to see the success of the Russian manufacturers.

Это технологии точечной стимуляции, отклонители потоков, открываемые порты.

We regularly hold technical workshops, meetings and trainings for closer interaction with the operators and exchange of experience and knowledge. Moreover, we have created several types of databases with statistical data on completed projects, applied equipment and tools as well as results of their application in specific downhole and climatic conditions. While planning the operations for our upcoming projects we draw on these databases in particular and provide selected data to our customers (in strict compliance with all business arrangements and terms and conditions of contracts with our clients).

«Трайкан Велл Серив»: Наша компания предлагает в России сразу несколько технологических решений, позволяющих проводить повторные многостадийные ГРП. » Технология заканчивания скважин муфтами Trican BPS и проведение МСГРП с помощью селективного пакера C2C

Отличительной особенностью данной технологии является неограниченно (ограничение накладывается лишь на длину ГНКТ ) количество стадий ГРП за 1 СПО. Кроме того все муфты BPS имеют полно проходное сечение и не требуют дополнительные СПО для удаления седел/шаров, в отличии традиционных систем заканчивания скважин под МСГРП. Данная система позволяет проводить повторные селективные обработки пластов по мере снижения дебита скважины. » Технология заканчивания скважин муфтами Trican i-Valve, активируемых ключом I-Shift, спускаемого на ГНКТ Данная технология также отличается неограниченным (ограничение накладывается лишь на длину ГНКТ ) количество интервалов стимуляции продуктивного пласта, притом каждый отдельный интервал может быть простимулирован в любом порядке и независимо друг от друга за 1 СПО. Система также не нуждается в удалении седел после проведения ГРП и является полнопроходной. Также система предусматривает неограниченное количество открытия/закрытия каждой www.rogtecmagazine.com

8. Do you agree to share the knowledge base of your Company with a Client? Do you do this on a regular basis, and can you provide any examples? Weatherford: We are always open to cooperation. At the data collection and design stage, and during the job, we continuously interact with our customers, incorporating their recommendations and comments.

Halliburton: Halliburton, subject to requirements of the applicable laws and regulations, continuously arranges workshops and meetings for customers to discuss technologies and their possible application at customer’s facilities. We present our results at such conferences as SPE, IADC, MIOGE. Trican Well Service: Understanding the fracturing technologies, both by the producing company and the service contractor, is the path to successful execution of projects. Our company has developed specialist training courses in the spheres of fracturing and coiled tubing intended for our company’s specialists with various levels of knowledge, experience, qualification and training. In the

ROGTEC 57

КРУГЛЫЙ СТОЛ отдельной муфты в случае проведения повторных МГРП или же в случае водопроявления из отдельных продуктивных горизонтов.

В разработке находится оборудование, способное проводить ГРП по заколонному пространству с предварительным проведением абразивной перфорации. Планируем начать использовать данное оборудование к концу 2015года. Все перечисленные технологические решения являются собственными разработкам нашей компании «КАТКонефть»: Собственного производства систем заканчивания скважин наша компания не имеет. Мы поставляем на российский рынок внутрискважинное оборудование нашего зарубежного партнера. Вместе с тем, с учетом текущего курса иностранной валюты импортное оборудование сейчас неконкурентоспособно по сравнению с отечественными аналогами. За последние годы появился целый ряд российских компаний, предлагающих системы заканчивания скважин под многостадийные ГРП. В свое время некоторые из них даже обращались к нам за консультациями при разработке своих компоновок, а сегодня они поставляют на российский рынок законченный продукт. Поэтому здесь нам остается только порадоваться за российских производителей. 8. Согласны ли вы разделить базу знаний Вашей компании с клиентом? Вы делаете это на регулярной основе, и можете ли вы привести какие-либо примеры? Weatherford: Мы всегда открыты и готовы к сотрудничеству. На этапе сбора данных, создания дизайна и проведения работ по ГРП нами непрерывно ведется диалог с заказчиком, учитываются его рекомендации и пожелания. Мы регулярно проводим технические семинары и совещания, а также тренинги для более плотного взаимодействия с операторами и обмена опытом и знаниями. Кроме того, мы сформировали несколько видов и типов баз данных со статистическими данными

58 ROGTEC

training centre of our company we conduct both basic courses aimed at the introduction to the fracturing process and advanced courses with in-depth theoretical studies and technologies. We try and provide our employees with opportunities for continuous training and development through giving access to various tools and resources that allow to increase the competence level and ensure the career advancement. At our clients’ request we organised summary presentations and small-scale training sessions dedicated to processes and technologies for specialists of producing companies. But these are, of course, oneoff exercises. Also, the specialists of some producing companies visited our production facilities, laboratories and research centres in Canada where they were given an opportunity to see the latest technological solutions and developments. We are always open for our clients. We regularly attend industry conferences and share our experience of introduction of various technological solutions. CATKoneft: As OOO CATKoneft works in the fields of most Russian oil producing companies, we have a large database related to performing frac jobs. Therefore, we have something to share with others, and we communicate with our clients’ representatives not only on a one-off basis but on the regular basis too. For example, for OOO “Lukoil - Western Siberia” employees we regularly organise events during which our employees share their experiences with young engineers of the client. The events include site visits, inspection of equipment and production facilities. The best example of OOO CATKoneft knowledge sharing may be that many former employees of our company now successfully work in major oil producing companies. 9. Is your company capable of performing and consulting in terms of further studies for the purposes of fracturing (such as methods and technologies of well logging, full-wave acoustic logging, studying the rocks mechanical core properties, integrated modelling with the state-ofthe-art software and/or several simulators capable of importing/exporting/exchanging data between different software modules)? Weatherford: Yes, Weatherford Petroleum Consulting has project groups of experts and consultants for the preparation of our solutions on the most topical issues. The vast experience and knowledge of the newest technologies let us tackle our customers’ technological tasks and help optimize their operational activities. The high competence of our PC experts enabled Weatherford to earn a good reputation in formation www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE по осуществленным проектам, использованному оборудованию и инструменту, а также итогам его применения в определенных скважинных и климатических условиях. При планировании работ по каждому из наших проектов мы опираемся, в том числе, и на данные из этих баз, а также выборочно знакомим с ними наших заказчиков (безусловно, в рамках всех условий сотрудничества и договорных обязательств с клиентами нашей компании). Halliburton: Halliburton постоянно проводит семинары и форумы для заказчиков, на которых обсуждаются технологии и их возможное применение на объектах заказчика. Мы делимся нашим опытом и знаниями на таких конференциях как SPE, IADC, MIOGE. «Трайкан Велл Серив»: Понимание технологий ГРП, как добывающей компанией, так и сервисной, - это главный путь к успешной реализации проектов. В нашей компании разработаны специализированые курсы повышения квалификации в области ГРП и ГНКТ, предназначенные для специалистов нашей компании с разным уровнем знаний, опыта, квалификации и подготовки. В тренинговом центре нашей компании преподаются как базовые курсы, направленные на ознакомление с процессом ГРП, так и продвинутые курсы с углубленной теорией и технологиями. Мы стараемся обеспечивать нашим сотрудникам возможности для непрерывного обучения и развития, предоставляя доступ к различным инструментам и ресурсам, позволяющим повысить уровень компетенций и обеспечить профессиональный рост. По просьбе Заказчиков мы организовывали обзорные презентации и небольшие тренинги по процессам и технологиям для специалистов добывающих компаний. Но, конечно же, это единичные случаи. Так же специалисты некоторых добывающих компаний посещали наши производственные объекты, лаборатории и научные центры в Канаде, где им была предоставлена возможность ознакомления с последними технологическими решениями и разработками. Мы всегда открыты для наших заказчиков. Активно участвуем в отраслевых конференциях и делимся нашим опытом внедрения различных технологических решений. «КАТКонефть»: В силу того, что ООО «КАТКонефть» работает на месторождениях большинства российских нефтедобывающих компаний, у нас собрана богатая база данных в области производства ГРП. Поэтому нам есть чем поделиться, и общение с представителями компаний–заказчиков происходит как в виде разовых консультаций, так и на постоянной основе. Так, например, для сотрудников ООО «Лукойл-Западная Сибирь» мы регулярно проводим мероприятия, на которых наши работники делятся накопленным опытом с молодыми специалистами заказчика. Все это происходит с непосредственным выездом на место проведения работ, осмотром оборудования и производственных баз. www.rogtecmagazine.com

evaluation, well construction and field development optimization providing the customer with the full cycle of engineering services: development of well logging program including selection of required equipment and justification of this selection, studies with different levels of detail, processing and interpretation of data, preparation and the submission of reports containing analysis of the conditions and possible solutions to improve the efficiency of operations and the profitability of developed assets, be it conventional or unconventional formations. The integrated approach was tested and proved to be very efficient at many different fields. We have put together comprehensive Neocomian reservoir development plans for West Siberia, Marcellus, Haynesville and Montney fields in USA and participated in development of Permian basin fields.

Halliburton: Our integrated proprietary software enables us to use data in various applications. All data including LWD, core studies, frack fluid studies and its impact on core, well testing, hydrodynamic and geomechanical modeling are integrated at various stages for frack and production modeling and optimization. Trican Well Service: As for the software itself, we use products available at the market. However, our specialists are getting trained in all available specialist software packages which we are using. Our business in Russia is mainly provision of fracturing, coiled tubing, cementing and acid treatment services. In all aspects related to these services, our specialists are on par with other service contractors, and in many aspects they are the best. By all means, we can provide professional advice in these issues. CATKoneft: Our company does not conduct hydrodynamic well tests. As for additional frac studies, we currently offer tracer monitoring during multi-stage fracks. This method helps identify the fluid movement profile for each stage, separately for water and oil. The advantage of this technology is that the indicators (tracers) are introduced into the upper soluble layer of RCP proppant. which is simply

ROGTEC 59

КРУГЛЫЙ СТОЛ А самым ярким примером распространения накопленных в ООО «КАТКонефть» знаний может служить тот факт, что многие бывшие сотрудники нашей компании успешно работают ныне в крупных нефтедобывающих организациях. 9. Ваша компания способна выполнять и консультировать по вопросам дальнейших исследований для проведения гидроразрыва пласта (например, методы и технологии геофизических исследований скважин, полноволнового акустического каротажа, изучение механических свойств пород, комплексного моделирования с передовым программным обеспечением и/или применением симуляторов, способных обеспечить импорт/экспорт/обмен данными между различными программными модулями)? Weatherford: Да, подразделение Консультационные услуги и обработка данных (PC) компании Weatherford представляет заказчикам услуги проектных групп экспертов-консультантов для подготовки решений по наиболее актуальным проблемам. Богатый опыт и знание новейших технологий позволяют нам решать технологические задачи заказчиков и помогать в оптимизации их производственной деятельности. Квалификация специалистов PC позволила Weatherford всего за несколько лет заслужить репутацию высококлассного эксперта в сфере оценки пласта, оптимизации процесса строительства скважин и разработки месторождений, способного предоставлять заказчику весь цикл инженерных услуг: от разработки и подготовки программ ГИС на кабеле с подбором необходимого оборудования и обоснованием такого выбора, проведения исследований различной степени детализации, обработки и интерпретации полученных данных и до подготовки и защиты отчетов по проведенным работам с анализом условий и предлагаемыми решениями для повышения эффективности мероприятий и рентабельности разрабатываемых активов, вне зависимости от того, традиционные ли это залежи или же ТРИЗ. Комплексный подход компании был неоднократно опробован и хорошо зарекомендовал себя на различных месторождениях. Например, мы разрабатывали полномасштабные проекты эксплуатации залежей неокома в Западной Сибири, месторождений Marcellus, Haynesville и Montney в США, а также участвовали при разработке месторождений в Пермском бассейне. Halliburton: Программное обеспечение нашей компании интегрировано и позволяет использовать данные в разных приложениях. Все данные, включая каротаж во время бурения, исследования керна, исследование жидкостей ГРП и их влияние на

60 ROGTEC

injected into the well at the final stages of the job. For each stage of the frack, an individual colour of the tracers is used. At present, there are 12 different tracers. After a frac job, the upper layer of proppant begins to dissolve, and the tracers enter the well fluid. Further on, a test of samples taken from a well helps visualise the events of each stage of the multi-stage frac design. In the future, this technology may be also used for analysing the mutual influence of adjacent wells. We have performed this work in cooperation with our Russian partner, GeoSplit. This year, we performed some pilot operations in OOO “Lukoil - Western Siberia” and OAO “Slavneft-Megionneftegaz”. In view of a larger number of multi-stage fracks, we expect a higher demand for this technology in the future. 10. Does your company have technology that is capable of performing complex jobs in the region (such as high-speed large-tonnage frack jobs in high working pressures > 1000 atmospheres, and aggressive reservoir conditions: pressure, temperature, formation fluids)? Please expand on your answer by giving further examples from your experience. Weatherford: Such complex jobs have been successfully performed by our company in Yamalo-Nenets Autonomous Area, where we use special equipment and units that can work in extreme conditions with high working pressures (>1000 atm) Halliburton: Halliburton has performed and is performing many treatment jobs using modern technologies. Among them: high-rate (over 10m3/min) injections into Tyumenian formations, large-tonnage frack jobs (about 500 tonnes) in oil and gas reservoirs in Yamal-Nenets Autonomous Districts using 1000atm equipment, high-temperature acid treatments in deep wells using proprietary technologies, equipment and chemicals. Trican Well Service: For the 15 years of operations in Russia, our company has developed and tailored the technologies that allow to work in complex geological environment. Way back in 2007, our company performed a large-tonnage frack job in Russia, having injected 8644 tons of proppant. In 2013, OOO Trican Well Service performed a frack job having injected 550 tons into the Achimov reservoir in the Urengoy oil and gas condensate field. We have developed, tested and introduced frack fluids that allow to work both in high temperature conditions, up to 120°C, for up to 7 hours, and in extremely low temperatures - from 8°C to 12°C. For example, Trican’s “Polar Frac” fluid system maximally meets the low formation temperature conditions, and its mechanism provides the full viscosity gain followed by frack fluid breakdown when exposed to decomposer. This system has been www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE керн, тестирования скважин, гидродинамическое и геомеханическое моделирование, интегрируются на разных этапах для построения моделей и оптимизации процесса ГРП и добычи. «Трайкан Велл Серив»: Что касается самого программного обеспечения, то мы используем доступные на рынке продукты. Не смотря на это, наши специалисты проходят обучение по все имеющимся специализированным программам с которыми нам приходится иметь дело. Наш бизнес в России в основном связан с предоставлением услуг ГРП, ГНКТ, цементирования и кислотных обработок. Все что связано с этими сервисами, наши специалисты абсолютно не уступают по своему уровню другим сервисным компаниям, а во многих вопросах являются лучшими. Безусловно мы можем дать профессиональные консультации по этим вопросам. «КАТКонефть»: Наша компания не занимается гидродинамическими исследованиями скважин. В части дополнительных исследований в области гидроразрыва, на сегодняшний день мы предлагаем трассерный мониторинг при многостадийном ГРП. Этот метод позволяет определить профиль притока каждой стадии отдельно по воде и нефти. Достоинством этой технологии является то, что индикаторы (трассеры) внедряются в верхний растворимый слой проппанта RCP, который просто закачивается в скважину на завершающих этапах операции. Для каждой стадии ГРП применяется свой цвет индикаторов. На сегодняшний день имеется 12 различных трассеров. После проведения ГРП верхний слой проппанта начинает растворяться, и трассеры попадают в скважинную жидкость. В дальнейшем, исследование проб, взятых из скважины, позволяет составить картину работы каждой ступени многостадийной компоновки ГРП. В перспективе данную технологию можно будет применять также для анализа взаимного влияния соседних скважин. Данные работы производятся нами совместно с нашим российским партнером компанией ГеоСплит. В этом году выполнено несколько ОПР в ООО «Лукойл-Западная Сибирь» и ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз». С учетом увеличения объема многостадийных работ, мы надеемся на высокую востребованность данной технологии в будущем. 10. Имеет ли Ваша компания технологию, которая способна к выполнению сложных работ в регионе (таких как высокоскоростной крупнотоннажных ГРП в высоких рабочих давлениях > 1000 атмосфер, и агрессивных пластовых условиях: давления, температуры, пластовых флюидов)? Пожалуйста, разверните ваш ответ, давая дополнительные примеры из своего опыта. www.rogtecmagazine.com

successfully used in the Verkhnechonskoye field for 3 years. Also, our company has long used the equipment designed to 1000 ATM working pressure, and has gained a lot of experience of working with pressures exceeding 900 ATM in various regions. We keep monitoring the market trends and needs of our clients, and we try and provide the appropriate engineering and technological solutions. For instance, since 2014 we have carried out operations with the mixture flow rate up to 10 m3/minute. CATKoneft: Currently, OOO CATKoneft operates mostly in Western Siberia, where the geologic setting does not require such technology capabilities. At the same time, we have had an experience of performing fracks in “unconventional” reservoir conditions for ROSPAN INTERNATIONAL in the Perm and Samara regions. This work requires using special gels and chemicals as well as some upgrading of the existing equipment. 11. Does your company have technologies, experience and capability of performing frack jobs in hard-to-reach locations in the region (such as offshore frack jobs or “helicopter frack fleets” for remote fields)? Please expand on your answer by giving further examples from your experience. Weatherford: Weatherford has a vast experience of working in inaccessible remote fields. There are some wellequipped operational bases on remote locations which are accessible only in winter. The company possesses five fully featured and permanent fleets which may be mobilized to any desired region thanks to their mobility and good cross-country ability. Earlier there was a tradition to use the CT fleet mainly for bottom hole cleaning after fracturing, but since a few years ago Weatherford has used CT units to perform multiple functions – fracturing, milling, jet perforation, fishing, tubing cutting and other well operations, which are widely known and used in Russia in particular. For realizing their potential of nearly all-service units, the fleets are equipped with various OD coiled tubing, BOP equipment and hydraulic pumps for continuous well performance monitoring during operations. The set of equipment on offer also includes a data acquisition system, which enables real time simulation of operations, monitoring and control of pressure, weight, rate and pipe fatigue and other operating variables directly from the operator’s cabin. All this allows the operator to supervise unit operation and make real time modifications, saving customer’s time and money. To prove the mobility and efficiency of Weatherford performance and its experts, we can tell you about one of our recent projects. This summer Weatherford successfully conducted a multistage frac with coiled tubing at a distant field in Khanty-Mansi Autonomous Area of Tyumen Region.

ROGTEC 61

КРУГЛЫЙ СТОЛ Weatherford: Такие крупнотоннажные работы весьма успешно реализуются нашей компанией в рамках проекта в Ямало-Ненецком автономном округе, где используется специализированное оборудование и техника, рассчитанные на работу в агрессивных условиях, с высокими рабочими давлениями (>1000 атм). Halliburton: Компания Halliburton провела и проводит большое количество обработок, используя современные технологии. Среди них: высокоскоростные (более 10м3/мин) закачки на тюменской свите, многотоннажные ГРП (порядка 500-тонн) на нефтяных и газовых пластах ЯНАО с использованием оборудования 1000атм, высокотемпературные кислотные обработки глубоких скважин с использованием собственных технологий, оборудования и химреагентов. «Трайкан Велл Серив»: За 15 лет работы в России наша компания разработала и адаптировала технологии, позволяющие работать в самых сложных геологических условиях. Еще в 2007 году нашей компанией было выполнено большетоннажное ГРП в России с закачкой 864 тонны пропанта. В 2013 году силами компании ООО «Трайкан Велл Сервис» был выполнен гидроразрыв пласта с закачкой 550 тонн в Ачимовский пласт на Уренгойском НКГМ. Разработаны, испытаны и внедрены жидкости ГРП, позволяющие работать, как в условиях высоких температур до 120°C на протяжении до 7 часов, так и в условиях сверх низких температур от 8°C до 12°C. Например, система жидкости ГРП Polar Frac компании «Трайкан» максимально соответствует условиям низких пластовых температур, ее механизм обеспечивает полный набор вязкости с дальнейшим разрушением жидкости ГРП при воздействии деструктора. Данная система успешно применяется на протяжении 3 лет на Верхнечонском месторождении. Так же наша компания уже давно использует оборудование, рассчитанное на рабочее давление в 1000 атм, и накопила большой опыт работы с давлениями свыше 900 атм. в различныхых регионах. Мы постоянно следим за тенденциями рынка и потребностями наших заказчиков и стараемся предоставлять подходящие технические и технологические решения. С 2014 года, например, мы начали проводить операции с расходом рабочей смеси до 10 м3/мин. «КАТКонефть»: Сейчас ООО «КАТКонефть» работает в основном в Западной Сибири, где геологические условия не требуют подобных технологических возможностей. Вместе с тем, у нас был опыт проведения ГРП в «нестандартных» пластовых условиях в «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», Пермском и Самарском регионах. Данные работы требуют применения специфичных гелей и химических

62 ROGTEC

This is the first project of this kind in the history of the Russian petroleum industry. To increase the efficiency of the field’s development, Weatherford proposed testing innovative solutions at this field, aimed at reducing the well drilling and completion time, i.e. ReelFracTM ran on CT, for prompt formation stimulation in one trip. Weatherford experts, having had extensive experience in frac with CT all over the world, performed the frac in a multi-interval well in one trip. This integrated solution resulted in significant time savings in bringing the wells on line and an almost two-fold reduction in completion timing. Halliburton: Halliburton has all necessary modern frack equipment that can be transported by helicopters and utilized at platforms or other remote locations. Such works are carried out all over the world. Currently frack jobs at offshore shelf in Russian Federation are quite rare due to their high cost and unviability. As to helicopter fleet – existing resources mostly satisfy the needs of operators. Most customers apply stimulation programs within the “winter roads” period to minimize operating risks and costs associated with such operations. Trican Well Service: Not all the fields have a year-round road access to them. Many fields are only accessible in the wintertime, during which we have to bring all the necessary components to the sites. It was the absence of access roads due to which frack jobs were not traditional for the summer period in many fields that have limited infrastructure. The producing companies had to plan frack jobs for the winter road access periods, or pay the standby/preservation rate. However, since 2006 we have offered our “helicopter fleet” to the companies. All the equipment has been tailor-designed for transportation by MI-26 helicopters. This equipment allows to perform frack jobs with injection of up to 120 tons of proppant. The equipment is pre-assembled machines that do not require any further fabrication on the well site. Every year we perform at least two projects, and we have successfully completed a large number of projects for various subsidiaries of major producers such as OAO Lukoil, OAO NK Rosneft, OAO Gazprom Neft, etc. Using this fleet, we provide both conventional frack services and multi-stage frack operations. Almost all the projects we performed were in Western Siberia, and Trican Well Service has not performed frack jobs at Russian offshore projects. реагентов, а также некоторую модернизацию существующего оборудования. 11. Есть ли в Вашей компании технологии, опыт и способность выполнять ГРП в труднодоступных www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE местах в регионе (например, ГРП на шельфе или на удаленных месторождений, с вертолетной траспортировкой)? Пожалуйста, разверните ваш ответ, давая дополнительные примеры из своего опыта. Weatherford: Weatherford имеет богатый опыт работы на труднодоступных и отдаленных месторождениях. У нас есть оборудованные базы производственного обеспечения на отдаленных локациях, транспортное сообщение по автодорогам с которыми осуществляется только в зимний период. В распоряжении компании также имеется пять полноценных и постоянно действующих флотов, которые благодаря своей мобильности и высокой проходимости могут быть оперативно переброшены в любой регион, где будут нужны. Раньше существовала традиция использовать флот ГНКТ преимущественно для очистки забоя после проведения ГРП, но вот уже несколько лет Weatherford использует колтюбинговые установки многофункционально – для выполнения ГРП, фрезерования, гидропескоструйной перфорации, ловильных работ, резки НКТ и других широко известных и востребованных именно на территории России скважинных операций. Для того чтобы реализовать свой потенциал практически универсальных средств, наши флоты оснащены гибкими трубами различного наружного диаметра, противовыбросовым оборудованием и гидравлическими насосами, которые позволяют постоянно контролировать работу скважины в процессе проведения работ. Набор оборудования включает в себя также систему сбора данных, которая позволяет непосредственно в кабине оператора и в режиме реального времени моделировать работы, отслеживать и контролировать давление, вес, скорость и усталость труб, а также прочие рабочие параметры. Все это позволяет оператору координировать работу установки и вносить изменения непосредственно в процессе работ, экономя время и средства заказчика. В качестве подтверждения мобильности и эффективности работы компании и ее специалистов можем привести и достаточно свежий пример. Летом 2015 года Weatherford успешно и впервые в России провел на крайне отдаленном месторождении в ХМАО Тюменской области многостадийный ГРП с обработкой более 10 интервалов. Для повышения эффективности разработки этого месторождения нашей компанией было предложено протестировать на этом месторождении инновационные решения по снижению временных затрат на строительство и освоениe скважин, используя компоновки забойного оборудования РиллФрак (ReelFracTM), спускаемые www.rogtecmagazine.com

на ГНКТ, с целью оперативной интенсификации пластов за одну спускоподъёмную операцию. Имея солидный опыт проведения гидравлического разрыва пласта на ГНКТ по всему миру, эксперты компании Weatherford смогли провести ГРП на многоинтервальной скважине всего за одну СПО. Такое комплексное технологическое решение привело в итоге к существенной экономии времени на ввод скважин в эксплуатацию и сокращение цикла заканчивания практически вдвое. Halliburton: Компания Halliburton располагает всем необходимым современным оборудованием ГРП для вертолетной транспортировки и работы на платформах или в других труднодоступных местах. Такие работы проводятся по всему миру. В настоящий момент проведение ГРП на шельфе не нашло своего распространения в Российской Федерации в виду своей дороговизны и нецелесообразности. Что же касается «вертолетных флотов», существующие мощности в большей степени покрывают нужды компании операторов. Большинство заказчиков используют программу интенсификации в период окна «зимних дорог», что минимизирует операционные риски и затраты по проведению таких работ. «Трайкан Велл Серив»: Далеко не ко всем месторождениям есть круглогодичная дорога. Доступность многих промыслов ограничена зимними проездами, за период действия которых требуется полностью укомплектовать объекты всем необходимым. Именно из-за отсутствия подъездных путей проведение ГРП на многих месторождениях с ограниченной инфраструктурой не являлось традиционным для летнего периода. Добывающим компаниям приходилось планировать ГРП на период работы зимников, либо оплачивать ставку ожидания/ консервации. Но с 2006 года мы предлагаем компаниям «вертолетный флот». Все оборудование сконструировано специально для перемещения вертолетами МИ-26. Данное оборудование позволяет проводить ГРП с закачкой до 120 тонн пропанта. Оборудование представляет собой целостные агрегаты и не требует дополнительной сборки на кусту. Ежегодно мы выполняем не менее двух проектов, и мы успешно осуществили большое кол-во проектов для различных дочерних обществ крупных добывающих компаний, таких как ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром нефть» и т.д. С помощью данного флота мы предоставляем, как услуги по выполнению традиционного ГРП, так и многостадийные операции. Почти все выполненные нами проекты были в Западной Сибири, и в России у «Трайкан Велл Сервис» нет опыта выполнения ГРП на шельфовых проектах.

ROGTEC 63

КРУГЛЫЙ СТОЛ

Роман Чубаров - Roman Chubarov OOO «Везерфорд» - Weatherford

Константин Байдюков - Konstantin Baidyukov ООО «Трайкан Велл Серив» - Trican Well Service

Tехнический директор департамента ГРП в Нефтеюганском филиале Weatherford. После окончания университета (ИГЭУ им. В. И. Ленина) в 2003 году Роман начал свою карьеру в нефтегазовой отрасли c должности оператора ГРП в компании Newco Well Service. С 2005 года занимает руководящие должности. С 2008 года является сотрудником компании Weatherford. Имеет опыт работы на месторождениях Уральского региона, Западной и Восточной Сибири. В Уфимском государственном нефтяном университете проводит специализированные семинары для студентов и преподавателей и читает лекции по гидроразрыву пласта.

Руководитель инженерной группы по ГРП. В 2004 г. окончил УГНТУ, получил квалификацию инженера по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин». Свою карьеру начал в компании BJ Services в должности инженератехнолога ГРП. 2005-2006 прошел обучение в корпоративном университете BJ Services, США. В 2009-2011 работал в дочернем обществе компании ОАО «НК «Роснефть» в должности руководителя сектора по ГРП. В 2011 году перешел в компанию ООО «Трайкан Велл Серив». Константин отвечает за инженерное сопровождение всех проектов ГРП в компании, а так же внедрение инновационных технологий.

Technical Manager, Pressure Pumping Services and Reservoir Stimulation, Weatherford Nefteyugansk Branch. After graduation from the University, Ivanovo Power Engineering Institute, in 2003 Roman began his career in petroleum industry as a frac operator in Newco Well Service. Since 2005 Roman has held management positions. In 2008 he joined Weatherford. Roman has experience working at the fields in the Urals, West and East Siberia. He holds workshops and delivers lectures about fracking in Ufa State Petroleum University.

Fracturing Engineering Group Manager. In 2004 he graduated from UGNTU (Ufa State Petroleum Technological University) with a degree in drilling of oil and gas wells. He started his career in BJ Services as a fracturing process engineer. In 2005-2006 he studied in the BJ Services corporate university in the USA. In 20092011 he worked in a subsidiary of OAO “NK Rosneft” as the fracturing section head. In 2011 he joined OO “Trican Well Service”. Konstantin is in charge of engineering support of all fracturing projects in the company as well as of the implementation of innovative technologies.

Игорь Котман - Igor Kotman Halliburton Игорь Котман работает на должности менеджера (руководителя) Отдела ПНП и Продакшн Солюшнс Halliburton в России. Игорь - выпускник Московской Государственной Академии Нефти и Газа им. И.М. Губкина с дипломом «Бурение нефтяных и газовых скважин». Свою карьеру в нефтедобывающей промышленности Игорь начал в 1994 году на Сахалине в должности помощника бурильщика. Работая в компании Halliburton с 1996-го года, Игорь занимал различные должности, как в техническом, так и бизнес сегменте. Глубокие технические знания, а также широкий круг навыков и опыта помогли Игорю развить свою карьеру от оператора ГРП до Руководителя отдела в России. Igor Kotman is working as Country Manager of Halliburton Production Enhancement and Production Solutions Product Service Lines, Russia. Igor graduated from Gubkin’s Moscow State Academy of Oil and Gas in 1994 and has diploma in Drilling of Oil and Gas Wells. His career in oil and gas industry started in 1994 on Sakhalin Island where he worked as assistant driller. Working in Halliburton since 1996 Igor held various positions in technical and business lines. Deep technical knowledge and wide range of skills and expertise helped Igor to develop his career in Halliburton from Frac Operator to Country Manager.

64 ROGTEC

Гартвик Андрей Андреевич - Andrey Andreyevich Gartvik ООО «КАТКонефть». - CATKoneft Генеральный директор ООО «КАТКонефть». Закончил Уфимский государственный нефтяной технический университет по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» в 1997 г. С 19 9 8 г. работает в компаниях группы C.A.T.oil AG, где занимал различные должности: геолога, заместителя технического директора, начальника службы по производству ГРП, заместителя генерального директора. С 2011 г. является генеральным директором ООО «КАТКонефть». General Director of OOO CATKoneft. In 1997, he graduated from the Ufa State Petroleum Technological University with a degree in development and operation of oil and gas fields. Since 1998, he has worked in C.A.T.oil AG Group companies where he was in the positions of geologist, deputy chief technical officer, reservoir fracturing service manager, deputy general director. Since 2011, he has been General Director of OOO CATKoneft.

www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 65

ИНТЕРВЬЮ

Интервью ROGTEC: Мурат Абдигалиев, Директор депратамета по бурению и обслуживанию месторождений, АО НК «КазМунайГаз» The ROGTEC Interview: Murat Abdigaliyev, Director, Drilling and Well Services Department, JSC NC KazMunayGas Вы являетесь директором департамента по бурению АО НК «КазМунайГаз». Каковы Ваши повседневные обязанности и планы на ближайшие годы?

As the Director of Drilling Department at JSC NC KazMunayGas, what is your day to day role in the company and what are your goals over the coming years?

Текущая координация и участие по буровым проектам КМГ и ДЗО (дочерние и зависимые организации), проведение анализа и оценки выполненных работ по бурению в ДЗО КМГ, выработка технических решений по бурению, представление рекомендаций по бурению ДЗО, выявление потенциальных участков по оптимизации технологии строительства скважин нацеленные на уменьшение стоимости бурения, внедрение и развитие новых технологий по бурению, а также повышение качества скважин.

My role is currently to coordinate and participate in drilling projects within KMG and its subsidiaries, analyze and evaluate drilling at KMG and develop technical solutions for drilling. I also provide recommendations for drilling subsidiaries, identifying potential areas for optimizing technology during well construction aimed at reducing the cost of drilling, as well as introducing and developing new technologies for drilling and improving the quality of wells. The recent lowering of the price of oil has reduced the amount of planned drilling projects in many parts of the world. Tell us about current drilling levels in Kazakhstan and what is your forecast for the near future?

В результате падения цены на нефть количество буровых проектов сократилось во многих регионах мира. Каковы текущие объемы бурения в Казахстане и Ваши прогнозы на ближайшее будущее? На данный момент наблюдается сокращение объемов бурения скважин в Казахстане. Между тем, нефтесервисный рынок Казахстана можно определить как динамично развивающийся, способный предложить значительные объемы работ сервисным компаниям в бурении. Каково состояние парка буровых установок в вашем регионе? Какая модернизация и какое обновление планируется необходимое для того, чтобы привести парк буровых установок в соответствие с требуемыми стандартами? На данный момент в Казахстане основной парк представлен буровыми установками глубиной бурения

66 ROGTEC

At the moment, there is a decrease in drilling wells in Kazakhstan. Meanwhile, the oil service market in Kazakhstan can be defined as a dynamic, and able to offer a significant amount of work in drilling companies and operators What is the condition of the region´s drilling fleet and what upgrade and modernization plans exist for the fleet or will be required to bring the fleet up to the required standards? Currently in Kazakhstan we have a fleet of mobile rigs, with a capacity to reach 3500 meters. On average these rigs were produced between 2000-2007. We also have a fleet of relatively new rigs. However technological, these rigs are essentially identical. KazPetroDrilling also imported, and are successfully operating, a new SuperSingle Rig, and LLP «Zhigermunayservice» recently produced their first heavy, 2500 hp rig. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW до 3500 метров, который в основном представляет из себя мобильные буровые установки. В среднем это буровые установки 2000-2007 годов выпуска. Есть и парк довольно новых установок. Но в целом они технологично идентичные станки. Также успешно КазПетроДриллингом завезен и используется новый станок SuperSingle, выпущен первый тяжелый станок мощностью в 2500 л.с силами ТОО «Жигермунайсервис». Тяжелые буровые установки при долгосрочных контрактах исполняются под требования Заказчика, либо проводят модернизации под те или иные требования Заказчика при разных геологотехнических условиях и выбора технологий бурения Заказчика.

Heavy drilling rigs used for long-term contracts are either manufactured using a Client’s design or upgraded to suit various Client’s requirements in accordance with different geotechnical conditions and drilling technologies selected by Client.

Сталкивались ли вы с какими-либо проблемами в Казахстане, связанными с отсутствием необходимых вам буровых установок или услуг по бурению?

How are you ensuring that the correct drilling equipment is utilized on each project?

Такой проблемы в КМГ по бурению скважин глубинами до 3000м не имеется, есть требования к глубоким установкам в зависимости от особенностей бурения скважин у определенного Оператора. Но в целом, это выполнение каких либо мероприятий по модернизации буровой установки. Каким образом вы обеспечиваете использование правильного бурового оборудования на каждом буровом проекте? Использование и применение того или иного бурового оборудования указывается в технических спецификациях/ заданиях Заказчика посредством проведения тендера/ конкурса по выбору Подрядчика по бурению. Далее технические службы ДЗО осуществляют необходимый контроль процесса бурения. АО НК Казмунайгаз выполнила ряд проектов по морскому бурению в начале этого года. Насколько успешным было выполнение программ бурения данных скважин и каковы ваши дальнейшие планы по морскому бурению? КМГ имеет долю участия на проектах Н-Оперейтинг, Сатпаев Оперейтинг, СМОС, Жамбыл. Все работы по бурению на море выполнены с опережением сроков. Работы велись по суточной ставке, соответственно была и экономия. Происшествий при бурении на море не было. Планы на будущее зависят от результатов разведочного бурения, а также от концепции разработки месторождений. На данный момент проводится разведочное бурение. В Казахстане начинается бурение более сложных скважин. Не могли бы Вы кратко рассказать о некоторых более сложных буровых проектах, которые вы реализуете в настоящее время? www.rogtecmagazine.com

Have you experienced any issues in Kazakhstan through not having suitable rigs or drilling services for your needs? KMG does not have such an issue when drilling wells up to 3000 m deep. A specific Operator has requirements for deep-drilling rigs, depending on special aspects of well drilling which are generally met by a rig upgrade.

Use and application of drilling equipment is specified in the technical specifications / instructions of the customer by a tender for the selection of drilling contractors. Following this, the subsidiaries carry out the necessary control of the drilling process. JSC NC KazMunayGas completed some offshore drilling projects earlier this year. How successful were the drilling programs on these wells and what are your future plans for offshore drilling? KMG participates in the projects of N-Operating, Satpayev Operating, СМОС and Zhambyl. All offshore drilling was completed ahead of schedule. The work was performed on a daily rate basis, achieving respective savings. No accidents occurred during offshore drilling. Future plans depend on exploration drilling as well as on field development concepts. Currently, exploration drilling is being performed. Kazakhstan is starting to drill more complex wells, could you briefly describe some of the more challenging drilling projects which you are working on? For KMG these are Urikhtau Operating and Ural Oil and Gas Operating projects which involve drilling wells 3600 – 6300 m deep. In Urikhtau Operating we have identified drilling technologies and currently are carrying out geomechanical modelling to ensure the success of well drilling. You recently attended the RDCR, Russian Drilling Roundtable, in Moscow. What did you take away from this event in terms of the key differences between Russian and Kazakh drilling markets, and what can each market learn from the other? The RDCR agenda included many issues related to local content and the competitiveness of RF manufacturers and service companies. Possibilities for operation and optimization in an increased tax environment were also

ROGTEC 67

ИНТЕРВЬЮ В КМГ это проекты Урихтау Оперейтинг, и Урал Ойл анд Газ. Бурение скважин от 3600 до 6300 метров, в плане бурения скважин, на Урихтау Оперейтинг, мы определили технологии бурения, работаем над проведением геомеханического моделирования, для успешной проводки скважин. Недавно Вы посетили RDCR (Круглый стол российских буровых подрядчиков), состоявшийся в Москве. Какие выводы сделали Вы в плане основных различий между рынками бурения в России и Казахстане? Чему могли бы научиться друг у друга компании, которые работают на этих рынках? На RDCR много вопросов было по поддержке местного содержания и конкуретно-способности отечественных товаро-производителей и сервисных компаний РФ. Также обсуждали возможности работы, оптимизации при увеличенных налогах. RDCR был нацелен на возможности диалогов Заказчик – Подрядчик, а также возможности способствованию государства на поддержку предлагаемых решений сложных вопросов в регионах. Вопросы по освоению месторождений, то есть проведения разведочного бурения в дальних регионах страны. В Казахстане многие вопросы по поддержке местного содержания уже сняты на законодательном уровне, также у нас нет проблемы по закупке некоторых импортных технологий. Но общее это будет диалог в форме обмена опыта при решении тех или иных задач по бурению, а также рассмотреть все возможные пути по оптимизации и снижению себестоимости скважин. На приближающемся 1-м KDR, (Казахстанский круглый стол по бурению) будут рассмотрены актуальные вопросы, связанные с сектором бурения в Казахстане. АО НК «Казмунайгаз» является Платиновым спонсором и Генеральным партнером этого мероприятия. Каковы, с Вашей точки зрения, наиболее актуальные темы, связанные с этим сектором, которые необходимо обсудить на данной встрече? Наиболее актуальными темами является • Раздельный сервис • Бурение через зоны низких давлений • Оптимизация бурового раствора • Устойчивость стенок скважин, геомеханическое моделирование скважин • Сокращение сроков строительства глубоких скважин • Улучшение качества цементирования • Бурение горизонтальных скважин • Скважины с высоким давлением Многие компании надеются выйти на казахстанский нефтегазовый рынок. Что бы Вы посоветовали

68 ROGTEC

discussed. The RDCR objective was to enable a Client – Contractor dialogue and discuss possibilities of government support for suggested solutions to resolve complex issues in the regions. The agenda also included field development, i.e. exploration drilling in the country’s remote regions. In Kazakhstan, many issues related to the support of local content are resolved at legislative level. We also do not experience any problems buying some imported technologies. But, essentially, it would be a dialogue in the form of exchanging experience in resolving specific drilling challenges and considering all possible ways of optimization and reduction of well construction costs. The upcoming 1st Kazakh Drilling Roundtable, KDR, will focus on the key challenges faced in the Kazakh drilling sector. JSC NC KazMunayGas is the event’s Platinum Sponsor and General Event Partner - What would you say are the most pressing drilling areas that need to be addressed at the event? The most relevant issues are: • Provision of separate services • Drilling in low pressure areas • Improvement of drilling mud • Wellbore stability, geomechanical well modelling • Reduction in deep well construction schedule • Improvement of cementation quality • Horizontal well drilling • High-pressure wells Finally, with many companies looking to enter the Kazakh oil and gas sector, what advice would you give to companies who are looking to work with JSC NC KazMunayGas and your subsidiaries? How should they approach you to conduct business? One option is the creation of joint ventures, including with KMG, that would introduce new technology and transfer new knowledge and skills to local staff in line with international standards.

компаниям, которые хотят работать с АО НК «Казмунайгаз» и его дочерними предприятиями? Каким образом они могут обратиться к вам для обсуждения возможности ведения бизнеса? Одним из вариантом является создание СП, в том числе и с КМГ которые позволили бы внести новые технологии, передать новые знания и навыки местным кадрам в соответствии с международными стандартами, а также максимальное использование его потенциала. www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 69

БУРЕНИЕ

Бурить не числом, а умением Drilling Quality, Not Quantity Медведев Никита

Nikita Medvedev

Во-первых, еще не так давно звучавшие прогнозы о том, что сегмент открытого бурового рынка будет быстро увеличиваться, не сбылись. Наоборот, начиная с весны 2014 года «Роснефть» нарастила портфель буровых активов, уменьшив таким образом долю свободного рынка.

Firstly, the forecasts, only recently predicting fast growth of the open drilling market, did not come true. On the contrary, starting from spring of 2014 Rosneft built up its portfolio of drilling assets, thus reducing the share of the free market.

ля рынка бурения в РФ 2014 год стал эпохальным с точки зрения качественного изменения ситуации на отечественном буровом рынке.

Во-вторых, в 2014 году восходящий тренд увеличения суммарного объема бурения сменился падением проходки по сравнению с предыдущим годом. В-третьих, на Россию были наложены секторальные

70 ROGTEC

n the Russian Federation 2014 became very significant in respect of qualitative change in the situation in the local drilling market.

Secondly, in 2014 the rising trend of increasing total drilling footage gave way to decreasing drilling footage compared to the previous year. Thirdly, sectoral sanctions, which are directly aimed at constraining increase in hydrocarbon production and suspension of future production projects, were imposed on Russia. www.rogtecmagazine.com

DRILLING санкции, которые напрямую направлены на сдерживание динамики объемов добычи углеводородов и приостановку реализации перспективных добычных проектов.

The above events make the current situation dramatically different from the tendencies of the last 10 years and form a new environment in the drilling market for the next few years.

Данные события коренным образом отличают текущую ситуацию от тенденций 10 последних лет и формируют новые реалии рынка бурения на ближайшие несколько лет.

In practical terms, drilling makes up 30% of the oilfield services market in Russia and is the main driver in many other sectors (such as fracking, MWD, cementing, etc.). The change in the development thrust of the drilling market will have a significant effect on all related sectors. Development of horizontal drilling, sanctions, decline in investment activity, low oil prices - these are the factors to which both Russian oil companies and drilling contractors will have to adjust.

Бурение составляет практически 30% от объема нефтесервисного рынка России и является основным драйвером для многих других сегментов (таких как ГРП, измерения в процессе бурения, цементирование и т.д.). Изменение вектора развития бурового рынка окажет существенное влияние на все смежные сегменты. Развитие горизонтального бурения, санкции, снижение инвестиционной активности, низкие цены на нефть – все факторы, к которым предстоит приспосабливаться как российским нефтяным компаниям, так и буровым подрядчикам. Санкции, с которыми нам жить В течение лета 2014 года на Россию США, Евросоюзом и Канадой и Японией были наложены секторальные санкции. Они заключаются в усложнении финансирования российских компаний, ограничении деятельности иностранных добывающих и нефтесервисных компаний и запретов на ввоз передового технологического оборудования. Санкции вводились в несколько этапов с последовательным ужесточением и не исключено, что санкционное давление на Российскую Федерацию по крайней мере в ближайшие годы будет продолжать нарастать. В список запрещенного США к ввозу в Россию оборудования входят:  » Буровые установки;  » Детали для горизонтального бурения;  » Буровое оборудование и оборудование для заканчивания скважин; » Морское оборудование для работы в условиях Арктики; » И т.д. В результате наложения санкций в сочетании с резким падением мировых цен на российским добывающим компаниям уже в ближайшие годы могут стать недоступны наиболее прогрессивные технологии интенсификации добычи, резко осложнится процесс освоения шельфовых месторождений, встанет на повестку дня проблема снабжения запасными частями уже закупленного западного оборудования. В то же время высокотехнологичные иностранные буровые компании, оставшиеся на российском рынке, будут www.rogtecmagazine.com

Living with the Sanctions During the summer of 2014 the United States, the European Union, Canada and Japan imposed sectoral sanctions on Russia. The sanctions consist of making the financing of Russian companies more difficult, restricting the activities of foreign companies engaged in the production and provision of oilfield services and the banning of importation of advanced plant and equipment. The sanctions were introduced in several stages, becoming progressively stricter. Quite possibly, sanction pressure on the Russian Federation, at least in the next few years, will continue to increase. The list of equipment banned by the USA for importing to Russia includes: » Drilling rigs;  » Components for horizontal drilling;  » Drilling and completion equipment; » Offshore equipment for operations in Arctic conditions,; » Other equipment The combination of sanctions and the dramatic drop in world oil prices may result, in the next few years, in Russian producers losing access to the most advanced technologies for enhanced recovery, in shelf field development becoming considerably more difficult and in obtaining spares for previously purchased Western equipment becoming an issue. Meanwhile, high-tech drilling companies remaining in the market will be forced, as the sanctions, to provide services using equipment which has already been imported into the country, giving up further import of equipment and participation in the most attractive projects, including offshore ones. If we were to analyse the market in general, the sanctions will not affect development drilling until 2017. Should foreign companies, for whatever reason, decide to leave the Russian market in 2017, this would be followed by a rapid fall in 2018 and gradual recovery up to 2020 (reaching approximately 20 million metres) which will continue.

ROGTEC 71

БУРЕНИЕ вынуждены, в соответствии с санкциями, оказывать услуги только с помощью уже ввезенного в страну оборудования, отказавшись от дальнейшего импорта техники и участия в наиболее заманчивых проектах, в частности на офшоре. Если смотреть в общем на рынок, то до 2017 года санкции на эксплуатационное бурение оказывать влияние не будут. Если в 2017 году зарубежные фирмы по тем или иным причинам решат покинуть российский рынок, то за этим последует стремительное падение в 2018 году и постепенное восстановление вплоть до 2020 года (примерно до 20 млн метров), которое продолжится и далее. Бурить редко, да метко 2014-й год стал вторым после 2009-го за последнее десятилетие, в котором объемы бурения снизились. Так до начала экономического кризиса 2008-2009 годов, в течение 2002-2008 годов, суммарный годовой объем эксплуатационного бурения в стране вырос на 75%. Особенно большие годовые темпы увеличения общероссийского объема бурения наблюдались в 2006 и 2007 годах – они были равны соответственно 25,8% и 19,1%. Динамичное увеличение эксплуатационного бурения состояла в том, что в течение 2002-2013 годов для российских нефтегазовых компаний именно оно оставалось одним из наиболее эффективных способов повышения объема нефтедобычи. Падение проходки в 2014 году составило 4,1% по сравнению с 2013. Этот процесс начался уже в первой половине 2014 года, то есть еще до введения секторальных западных санкций и падения мировых цен на нефть. Основным фактором, повлиявшим на падение объемов бурения, стало резкое наращивание объемов проходки в более эффективном горизонтальном бурении, которое позволяет получать дебиты в 3-8 раз большие по сравнению с обычными наклонно-направленными скважинами. Это привело к тому, что для достижения заданного объема добычи компаниям нужно бурить меньшее число эксплуатационных скважин. Во второй половине 2014 году к этому фактору добавилось снижение инвестиционной активности добывающих компанийзаказчиков в основном из-за быстрого снижения мировых цен на нефть и введения секторальных санкций в финансовой сфере. В 2014 году на горизонтальное бурение пришлось уже практически 30% от всего объема проходки, причем, что еще в 2012 году его доля была меньше 20% (см. график). Данная тенденция имеет громадное значение для всей нефтесервисной отрасли РФ, так как горизонтальное бурение в силу своей сложности

72 ROGTEC

Drill Less, but More Efficiently Year 2014 became the second year (after 2009) in the last decade when drilling footage decreased. Thus, before the start of the economic crisis of 2008-2009, during 2002-2008, total annual footage of development drilling increased by 75%. Particularly high annual increases in total drilling footage in Russia were seen in 2006 and 2007 – 25.8% and 19.1% respectively. The fast increase in development drilling was due to the fact that in 2002-2013 drilling remained one of the most effective ways for Russian oil and gas companies to increase their oil production. The reduction in drilling footage in 2014 was 4.1% compared to 2013. This process had started already in the first half of 2014, i. e. before the introduction of sectoral sanctions by the West and the world oil price decline. The main factor impacting the falling drilling footage was a very fast increase in more effective horizontal drilling which enables an increase in the flow rates 3-8 times higher than when compared to conventional directional wells. This resulted in the companies being able to drill less development wells to achieve the same target production profiles. In the second half of 2014 the decline in producers’ investment activity was added to this factor due to the crash in world oil prices and the introduction of sanctions in the finance sector. Already in 2014, horizontal drilling constituted almost 30% of all footage, whereas in 2012 it was below 20% (see the graph). This tendency is hugely important for the whole of the RF oilfield service sector, as horizontal drilling, due to its complexity, determines technological and managerial solutions in many other market sectors (e.g. fracking, logging and drilling support markets). In the next few years, the increase in horizontal drilling footage may continue up to 2017, until almost simultaneously planned bringing into production large new oil fields in Western and Eastern Siberia. Then, in 2018, should co-operation of foreign equipment makers stop, horizontal drilling footage would be likely to fall by some 7.8%. In 2019-2020 horizontal drilling footage is likely to stabilise as the result of increased attention paid by the investment sector to this technology and the introduction of import-substituting equipment and consumables. Alignment of Forces The drilling market in Russia, in respect of contractors, is characterised by the presence of several dominating companies - 67% of total footage was drilled by three companies: » EDC (30% of all footage drilled in the country in 2014); » Surgutneftegas (drilling divisions of the Vertically Integrated Oil Company?), 21%); » Drilling subsidiaries of Rosneft (16%). www.rogtecmagazine.com

DRILLING задает планку технологических и управленческих решений многим другим сегментам рынка (например, рынку ГРП, каротажа или рынку сопровождения буровых работ). В перспективе ближайших нескольких лет прирост объема проходки в горизонтальном бурении может продлиться вплоть до 2017 года, когда планируется почти одновременно вводить новые крупные месторождения в Западной и Восточной Сибири. Затем в 2018 году, в случае прекращения сотрудничества с иностранными производителями оборудования будет, скорее всего, наблюдаться падение величины горизонтального бурения примерно на 7,8%. В 2019-2020 годах, вероятно, произойдет стабилизация объемов проходки в горизонтальном бурении как в результате усиленного внимания в сфере инвестиций к этому технологическому методу, так и внедрения импортозамещающих оборудованию и расходных материалов. Расстановка сил Рынок бурения в России в разрезе подрядчиков отличается присутствием на нем нескольких доминирующих компаний – 67% от всего объема

In spring 2014 Rosneft started to increase its oilfield service assets by buying the drilling and workover divisions of Weatherford as well as those of Orenbourgskaya Drilling Company (Orenbourg Drilling Company), having thus considerably increased the share of a market sector closed to competition. Apart from this, information appeared at the beginning of 2015 that the largest international oilfield service company - Schlumberger - intends to buy the largest independent drilling contractor Eurasia Drilling Company (EDC). In 2013 one more subsidiary of the Vertically Integrated Oil Company (ВИНК) – Bashneft-Burenie - was removed from OJSC Bashneft and included into a new oilfield service holding – Bashneft-Servisniye Aktivy (Service Assets). In 2014 this Holding came into possession of AFK (Joint Stock Financial Corporation) Sistema having undergone their re-branding in the summer of the same year. It was named Targin, while the former Bashneft-Burenie was named Targin Burenie. Targin Boureniye is not currently part of Bashneft and AFK Sistema remains its major shareholder. Alongside the closed part of the market, a captive market continues to exist in Russia. Apart from EDC, this market partially includes Targin, which continues to implement

БУРЕНИЕ суммарной проходки выполнили три компании: » EDC (30% от всего объема проходки по стране в 2014 году); » «Сургутнефтегаз» (буровые подразделения ВИНК, 21%); » Буровые дочерние предприятие «Роснефти» (16%).

Закрытый рынок 24% Closed Market 45%

Кэптивный рынок 45% Captive Market 45%

the majority of Bashneft contracts in spite of working for other third-party companies. We believe that, based on the above, the closed market by the end of 2014 constituted approximately 24% of the whole drilling market with some 45% representing the captive market.

Причем, начиная с весны 2014 года Thus, it is possible «Роснефть» приступила to conclude that the Открытый конкурентный 31% к наращиванию своих assumptions (of the type Open Competitive Market 45% нефтесервисных активов made in 2013) that the share График «Доли отдельных сегментов бурового рынка of the closed market in total путем покупки буровых и ремонтных подразделений в РФ в 2013 г., доля от суммарной проходки в drilling footage would most бурении в России в 2014 г.», % Weatherford, а также likely decrease, did not come Graph - RF Drilling Market Segment Share in 2013, «Оренбургской буровой true in 2014. Percentage of Total Drilling Footage in Russia in 2014, % компании», существенно увеличив таким образом Based on this forecast, объем закрытого от конкуренции сегмента рынка. in 2018 Russia will essentially reach the annual peak million tonnes

1.4%

0.3%

-0.6%

-0.9%

535.5

543.0

544.5

541.5

536.5

41.0

43.0

45.0

27.8

29.5

30.0

45.0

29.0

125.4

126.0

127.0

126.0

125.0

122.0

118.0

334.2

334.5

338.5

344.5

343.5

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

0.7%

0.3%

526.8

528.3

500

39.3 27.8

40.0

400

600

1.4%

30.0

300

200

100

Западная Сибирь Western Siberia Источник: анализ RPI Source: Analysis of RPI

Волго-Урал+ЮФО)+СКФО Volga-Urals+Southern Federal Region+North Caucasus Federal Region

Тимано-Печора Timan-Pechora

ВС+ДВ+офшор Eastern Siberia+Far East+offshore

Всего Total

График «Прогноз динамики годовых объемов добычи нефти и газового конденсата в России в 2015-2025 годах в разрезе нефтегазоносных провинций», млн т Forecast - Dynamics of Annual Oil and Gas Condensate Production in Russia in 2015-2025 by Oil and Gas Provinces, million tonnes

74 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING Кроме этого, уже в начале 2015 года появилась информация о том, что крупнейшая международная нефтесервисная компания Schlumberger намерена купить крупнейшего в России независимого бурового подрядчика Eurasia Drilling Company (EDC). Еще одно бывшее дочернее предприятие ВИНК «Башнефть-Бурение» - в 2013 году было выведено из состава ОАО «Башнефть» и включена в новый нефтесервисный холдинг «Башнефть-Сервисные Активы». В 2014 году этот холдинг стал принадлежать АФК «Система», а летом того же года прошел его ребрендинг. Он получил название «Таргин», а бывшая «Башнефть-Бурение» получило наименование «Таргин Бурение». В настоящее время холдинг «Таргин» не входит в «Башнефть», АФК «Система» продолжает оставаться его главным акционером. Помимо закрытой части рынка в России продолжает существовать кэптивный рынок, к которому можно отнести, помимо EDC, отчасти «Таргин», который продолжает выполнять подавляющую часть контрактов «Башнефти», хотя и работает на другие сторонние компании. Мы считаем, что с учетом приведенных выше положений, закрытый рынок к концу 2014 году стал составлять около 24% от всего рынка бурения, еще 45% рынка – представляет собой кэптивный рынок. Таким образом, можно заключить, что предположения образца 2013 года о том, что доля закрытого рынка в общем объеме проходке будет, скорее всего, сокращаться, в 2014 году не оправдались. Следуя данному прогнозу, в 2018 году Россия в целом выйдет на пик годового объема добычи нефти и конденстата примерно в 545 млн т в год, за ним последует постепенное снижение ввиду истощения уже введенных месторождений и задержки ввода в разработку новых месторождений. Основным нефтедобывающим регионом России останется Западная Сибирь (состав этого региона – см. выше). Рост объема добычи в Западной Сибири в 2017-2019 годах может быть вызван вводом в разработку следующих крупных месторождений: » Сузунского; » Тагульского; » Русско-Реченского; » Русского; » группы Мессояхских месторождений в Большехетской впадине. Рост добычи в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и на офшоре примерно до 45 млн т в www.rogtecmagazine.com

production of oil and condensate of approximately 545 million tonnes per year. This will be followed by gradual reduction due to depletion of operating fields and delays in bringing new fields into production. Western Siberia remains the main oil-producing region in Russia (see the areas composing this Region above). Increase in production in Western Siberia may occur as the result of bringing the following large fields into production: » Souzounskoye; » Tagoulskoye; » Roussko-Rechenskoye; » Rousskoye; » Goup of Messoyakhskiy fields on Bolshekhetskaya Depression. Production increases in Eastern Siberia, the Far East and offshore fields of up to 45 million tonnes per year will be based on bringing the following fields into development: » Chayandinskoye (Oil Rims); » Fields in Youroubchenko-Tokhomskaya area (Evenkiya Territory); » Oilfields of Irkoutskaya Neftyanaya Kompaniya (Irkoutsk Oil Company) located within Potapovskiy, Severo Mogdinskiy, Bolshetirskiy and Zapadno-Yaraktinskiy License Areas; » Sanarskoye and im. Lisovskogo Fields in Irkoutsk Oblast; » Fields to the north of the Talakanskoye Field (Yakoutiya); » Prirazlomnoye Field (the Pechora Sea); » Im. You. Filanovskogo Field (Russian Sector of the Caspian Sea). After 2018, total annual oil and condensate production will start to decline for the following reasons: » Slow pace of development of offshore fields and the Bazhenov Suite; » Absence of new large promising explored fields; » Depletion of old fields; » Decreasing efficiency of reservoir treatment and production stimulation in old fields Russian oil industry experts became familiar with horizontal drilling as a production stimulation method back in the 1990s of the last century. However, by the beginning of the 2000s interest decreased as the result of insufficient development of horizontal drilling support methods such as MWD/LWD. A new surge of interest in horizontal drilling occurred, approximately in 2004-2005. During this period new advanced drilling service technologies began to be introduced as the result of which limitations on horizontal drilling were removed. In 2010-2011 horizontal drilling annual growth rates throughout Russia increased by 29% in 2010 and by 25% in 2011 (compared to the previous year). In 2012 the

ROGTEC 75

БУРЕНИЕ % 25,000

70 60

20,000 15,000 10,000 5,000 0

1552 1193 7,975

2005

1650

1792

2235

2756

4329

5767

10,109

40 30

1387

1475 12,209

12,953

12,704

14,730

15,760

16,944

16,511

14,010

10 0 -10

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

-20

Горизонтальное, тыс. м / Horizontal, thousand meters Наклонно-направленное+вертикальное, тыс. м / Directional+Vertical, thousand meters Доля горизонтального в эксплуатационной проходке, % / Share of Horizontal Drilling in Development Drilling, % Годовой прирост объема горизонтального бурения, % / Annual Increase in Horizontal Drilling Footage

Источник: анализ RPI Source: Analysis of RPI

График «Динамика объема горизонтального бурения в России в физическом выражении в 2005-2014 годах», тыс. м Graph – Dynamics of Horizontal Drilling Footage in Russia in 2005-2014 in Physical Terms, thousand metres год будет предопределен вводом в разработку следующих месторождений: » Чаяндинского (нефтяные оторочки); » месторождений в Юрубчено-Тохомской зоне (Эвенкия); » месторождений Иркутской нефтяной компании, расположенных в частности в пределах Потаповского, Северо-Могдинского, Большетирского и Западно-Ярактинского лицензионных участков; » Санарского и им. Н.Лисовского в Иркутской области; » месторождений, расположенных севернее Талаканского месторождения (Якутия); » Приразломного (Печорское море); » им. Ю.Филановского (российский сектор Каспийского моря). После 2018 года начнется снижение годовых объемов общероссийской добычи нефти и конденсата. Его причинами станут: » Низкие темпы освоения морских месторождений и Баженовской свиты; » Отсутствие новых крупных перспективных разведанных месторождений; » Истощение старых месторождений; » Уменьшающаяся эффективность операций ПНП и ИД на старых месторождениях. Горизонтальное бурение как метод интенсификации добычи был известен российским отраслевым специалистам еще в 90-х годах прошлого века. Однако к началу 2000-х годов интерес к нему уменьшился в силе недостаточного развития методов

76 ROGTEC

annual, absolute increment in horizontal drilling was 21%, and in 2013 it exceeded 60%, having reached 4.3 million metres. An increase in horizontal drilling footage of 33% signified a trend opposite to the general negative trend. сопровождения горизонтального бурения, например, операций MWD/LWD. Новый всплеск интерес к горизонтальному бурению пришелся примерно на 2004-2005 годы. В этот период времени начали внедряться передовые технологии бурового сервиса, вследствие чего были преодолены барьеры на пути применения горизонтального бурения. В течение 2010-2011 годов темпы годового роста общероссийского объема горизонтального бурения выросли на 29% - в 2010 году и на 25% - в 2011 году (по сравнению с предыдущим годом). В 2012 году годовой прирост объемов горизонтального бурения составил 21%, а в 2013 году он превысил 60%, в абсолютном значении достигнув уровня в 4,3 млн м. В 2014 году прирост объема проходки в горизонтальном бурении оказался в противовес общему негативному тренду положительным – он составил 33%. За дополнительной информацией об отчетах RPI, пожалуйста, обращайтесь к Иванцовой Дарье: For details please contact Daria Ivantsova on: +7 (495) 502 5433 / 778-9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-consult.com / www.rpi-research.com

www.rogtecmagazine.com

GEOEXPLORATION

www.geoexplorationrussia.com

11TH November 2015 President hotel, Моscow

Organised by

Теl: +44 207 394 30 97 (London) Теl: +7 (499) 505 1 505 (Моscow)

events@vostockcapital.com www.geoexplorationrussia.com

НОВОСТИ

ПОЕЗДКИ КОМАНДЫ ROGTEC! ROGTEC ON THE ROAD! Конференции, выставки, семинары и гольф-турнир – все это означало, что это лето вновь оказалось насыщенным, интересным и чрезвычайно успешным для сотрудников журнала ROGTEC, отвечающих за проведение выездных мероприятий, которым довелось путешествовать по всему региону: от Баку и Санкт-Петербурга до Москвы.

78 ROGTEC

Conferences, Exhibitions, Seminars and GOLF, has meant that this summer, once again, has been busy, fun and hugely successful for the ROGTEC “on-the-road” team, travelling across the region from Baku to St. Petersburg and back to Moscow.

www.rogtecmagazine.com

NEWS

Выставка «Нефть и газ Каспия», 2-5 июня 2015 года Программа зарубежных летних мероприятий началась, как всегда, с крупнейшего события в Азербайджане – Международной выставки «Нефть и газ Каспия». ROGTEC снова оказался единственным журналом и информационным партнером мероприятия, базирующимся в России, представители которого лично посетили нефтегазовую выставку в Баку, предоставив своим рекламодателям прекрасную возможность привлечь внимание всех участников выставки и конференции к рекламным материалам журнала. ROGTEC оказывает информационную поддержку данному мероприятию уже более 10 лет. Сотрудникам журнала было приятно вновь встретиться с друзьями, как старыми, так и новыми, и, конечно же, установить новые контакты! www.rogtecmagazine.com

Caspian Oil & Gas Exhibition, 2nd – 5th June 2015 The summer overseas event trail kicked off once again with Azerbaijan´s flagship event, Caspian O&G. Once again ROGTEC was the only recognized Russian based magazine and media partner to travel in person to the Caspian O&G in Baku, giving our advertisers huge visual awareness to every conference delegate and exhibition attendee. ROGTEC has been supporting the Caspian O&G event for well over a decade now and it was great to catch up with friends, both old and new and of course, make some great new contacts!

ROGTEC 79

НОВОСТИ

80 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

NEWS

Московская международная выставка «Нефть и газ» (MIOGE) Все специалисты-нефтяники, когда-либо посещавшие выставку MIOGE, прекрасно знают, что MIOGE и ROGTEC работают в тесном сотрудничестве, и на выставке, проведенной этим летом, это сотрудничество продолжилось. Поскольку стенд журнала был установлен в центральном зале, а стойки с журналами на входах в зоне регистрации делегатов, ROGTEC не остался незамеченным ни одним из участников и посетителей выставки и был, без сомнения, наиболее популярным из всех распространяющихся на выставке изданий. Журнал также оказывал информационную поддержку таким мероприятиям как «Нефтегазстрой» и «Ямал Нефтегаз». Мы стремимся, чтобы журнал оставался самым читаемым изданием региона по сектору разведки и добычи. Мы в очередной раз прекрасно провели время, встречаясь с читателями, заказчиками и друзьями. Благодарим всех наших рекламодателей за неизменную поддержку издания, а также надеемся встретиться с вами в ближайшем будущем.

MIOGE For all you oil professionals who have previously attended MIOGE, you will know that MIOGE and ROGTEC go hand in hand, and this summer’s event was no different. With the ROGTEC team set up in the central hall, and magazine racks covering the registration entrances and entrances to each exhibition area, the ROGTEC was distributed to all event attendees and visitors and was without a doubt the most visible magazine in circulation at the show. With the ROGTEC team also attending Neftegazstroy and the magazines in the delegate bags at Yamal O&G, we have continued to invest and ensure that ROGTEC remains the region´s most read and visible upstream magazine in Russia and the Caspian. Once again we had a great time catching up with old and new clients/friends and we thanks all of our advertisers for their continued support and look forward to seeing you all in region again soon. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 81

НОВОСТИ

ROGTEC выступил спонсором гольф-турнира Halliburton Russia Energy Invitational ROGTEC выступил почетным спонсором VIP-турнира по гольфу, который провела компания Halliburton В эксклюзивном гольф-клубе Москоу Кантри Клаб. ROGTEC выступил спонсором соревнования на самый дальний удар, которое состоялось на 15 лунке. Победитель был награжден последней моделью MacBook. День прошел замечательно: участники продемонстрировали высокое мастерство в игре, а у нас была прекрасная возможность встретиться с региональными партнерами и заказчиками на 10-й лунке, где располагался гостевой тент ROGTEC! Это был превосходный день, и журнал ROGTEC гордится возможностью участвовать в качестве спонсора на столь эксклюзивном отраслевом мероприятии. Поздравляем всех игроков и победителей, выигравших призы. Надеемся на встречу с вами на турнире в 2016 году!

ROGTEC Sponsors the Halliburton Russia Energy Invitational Golf Tournament ROGTEC was also the proud sponsor of Halliburton’s VIP invite only golf tournament – based at Moscow’s exclusive “Moscow Country Club”. ROGTEC was the proud sponsor of the “longest drive” competition, based on the 15th tee, with the latest MacBook on offer from ROGTEC, to the individual who hit the day’s longest drive. It was a fantastic day had by all with some great gold played and it was great to catch up with our regional partners and clients in the 10th hole were ROGTEC hospitality tent was placed! It was a great day and ROGTEC is once again proud to be a sponsor to such exclusive industry events. Well done to all who played and those who won prizes, look forward to seeing you next round in 2016.

82 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

NEWS

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

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 info@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 info@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 42

ИНТЕРВЬЮ

Эксклюзивное интервью Денис Иванов, Генеральный директор Nabors Russia Closure Interview, Denis Ivanov, General Director for Nabors Russia Какую должность Вы занимаете и сколько времени работаете в компании?

What is your position and how long have you been in the company?

Я занимаю должность генерального директора Nabors Russia. В компании Nabors я работаю уже более трех с половиной лет.

I am the General Director for Nabors Russia. I have been working for Nabors for more than 3.5 years.

Как давно ваша компания работает в России? Nabors успешно работает в России уже почти 10 лет. Какие планы и надежды связаны у вас с расширением в данном регионе? Nabors - компания, постоянно уделяющая особое внимание технике безопасности и выполнению высокоэффективных и результативных работ для своих заказчиков. Поэтому мы не планируем ускоренного расширения. Наша стратегия заключается в расширении на основе сложившейся репутации и эффективности наших услуг, а также в том, чтобы убедить наших заказчиков в том, что мы можем строить сложные скважины с соблюдением высочайших стандартов бурения. Мы не подаем заявки на участие в конкурсах по каждому контракту. Мы пришли сюда, чтобы предоставлять экспертные услуги и технологии для трудных и проблемных российских скважин, и мы готовы оказать поддержку нашим клиентам в данных вопросах.

How long has your company been operating in Russia? Nabors is successfully working in Russia for almost 10 years now. What plans and hopes do you have for expansion in the Region? Nabors is a company with constant focus on safety and delivering efficiency and performance for our customers. As a results we do not plan to expand rapidly. Our strategy is to expand through reputation and the efficiencies of our service, and to prove our clients that we can deliver complex wells to a very high standard of drilling. We do not bid on every contract. We are here to provide expert services and technologies for Russia’s difficult and challenging wells, we are ready to support our customers needs in these areas. How have the sanctions impacted your operations?

Как повлияли санкции на ваши операции?

To some extent yes and no. Currently we do not have any operations off shore or above the arctic circle, so we can continue our services. However our legal department closely monitor any changes in the sanctions and we fully comply with all requirements domestically and internationally.

Лишь в некоторой степени. В настоящее время мы не ведем каких-либо операций на шельфе или в

What are the competitive advantages that Nabors has over the other Drilling Contractors in Russia?

86 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Заполярье, поэтому мы можем продолжать оказание услуг. Тем не менее, наш юридический отдел тщательно контролирует изменения в вопросе санкций, и мы полностью соблюдаем все требования как внутри России, так и за ее рубежами. Каковы конкурентные преимущества есть у Nabors по сравнению с другими буровыми подрядчиками в России? Наши главные преимущества - это постоянное внимание к вопросам техники безопасности при проведении всех наших работ. Внутри компании мы следуем стратегии «Mission Zero». Данная политика нацелена на снижению до нуля количества происшествий на наших буровых установках. Мы осуществили значительные инвестиции в обучение и подготовку наших работников и в постоянное повышение качества предоставляемого нами обучения аспектам ТБ, в улучшение наших показателей по ТБ и в снижение количества происшествий. Во-вторых, мы осуществляем программы минимального времени простоя или непроизводительных затрат времени. Мы прилагаем все силы к снижению непроизводительных затрат времени до самого низкого из возможных уровней. Это достигается посредством качественного техобслуживания наших буровых установок, расположенных в удаленных районах, и обеспечения их запчастями в достаточном объеме. Данная программа уменьшает необходимость ненужных непроизводительных затрат времени ввиду неисправности буровой установки или ее компонентов. Каков текущий статус вашего парка буровых установок в России? В настоящее время у Nabors Russia есть 6 установок. 4 находятся в работе, одна - в процессе мобилизации (сейчас ведется ее монтаж на площадке), и еще одна ожидает следующего контракта. Каковы основные проблемы, которые стоят перед рынком бурения в России, и как их можно преодолеть? Главные проблемы сейчас, конечно, это цена на нефть и обменный курс рубля. Для России, с одной стороны трудно привлечь высокоэффективные технологичные компании, которые работают за доллары США, а с другой, ввиду падения цены на нефть, объемы бурения существенно упали по всему миру, и на России это также отразилось отрицательным образом. Для преодоления данных проблем России необходимо разрабатывать собственные передовые технологии бурения, и я думаю, что президент Путин уже ведет www.rogtecmagazine.com

Our main advantages are; our constant safety approach to all of our operations. Inside the company we have a “Mission Zero” strategy. This policy sets the target to achieve zero incidents on our rigs. We have heavily invested in our employees training and to constantly improve the safety training we provide, our safety records and incidents. Secondly, would be our minimum Down Time or NPT (Non Productive Time) programs. We all work hard to decrease NPT to as low as it can possible be. This is achieved by keeping our rigs well maintained and providing enough spare parts for all our rigs, which are located in remote locations. This program reduces the need of unnecessary NPT through rig or part failure. What is the status of your fleet in Russia? Currently Nabors Russia has 6 rigs. 4 operating, 1 is being mobilized and is Rigging up right now and 1 is stacked, waiting for next contract. What are the main challenges facing the Drilling market in Russia and how can these be overcome? Currently the main challenge, is of course, the oil price and the Ruble exchange rate. For Russia it’s hard to bring in highly efficient drilling technology companies who work in US Dollars on one hand, and on another, due to the falling oil price, drilling volumes have decreased globally and Russia has also been hit by this downturn. To overcome these problems Russia needs to develop its own leading drilling technologies and I think President Putin is already actioning programs in this area, but this does need a lot of time and effort. What are your thoughts on the Russian oil and gas market through to the end of this year? I have no doubt that oil price will recover and currency fluctuations will be stabilized. However nobody knows for sure when this will happen and I don’t think I can make any projections on the future right now. осуществление программ в этой области, но для достижения этого понадобится много времени и сил. Каковы ваши мысли по поводу развития российского нефтегазового рынка до конца текущего года? Без сомнения, цена на нефть вырастет, и колебания курса валют стабилизируются. Тем не менее, нельзя с полной уверенностью сказать, когда именно это произойдет, и я не думаю, что сейчас могу делать какиелибо прогнозы на будущее.

ROGTEC 87

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

p.21

ibc

p.71

arctic.s-kon.ru

ite-exhibitions.com

rpi-conferences.com

p.17

p.11

p.37

gepetroleum.com.cn

kazpetreodrilling.kz

midstreamsummit.ru

p.07 & p.47

p.05

p.09

halliburton.com

edp.mtu-online.com

stockholmprecisiontools.com

p.04

p.63

hardbandingsolutions.com

neftegaz-expo.ru

vostockcapital.com

p.83

p.25 & p.67

p.13

invest-map.ru

n-g-k.ru

wackerneuson.ru

88 ROGTEC

p.19 & p. 75

www.rogtecmagazine.com

2015 ASTANA, SEPTEMBER 17th 2015 Kazakhstan’s Largest Dedicated Drilling Technology Event, in Association with General Event Partner and Platinum Sponsor JSC NC KazMunayGas

Platinum Sponsor

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”