ROGTEC Magazine Issue 43

НОВОСТИ

43

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Газпром Нефть: Повышение эффективности бурения Gazprom Neft: Drilling Efficiency Роснефть: Прогнозирование поглощений бурового раствора Rosneft: Forecasting Drilling Mud Loss Варьеганнефтегаз: Интеллектуальные системы заканчивания скважин Varyeganneftegaz: Smart Well Completion

НОВАТЭК: Проектирование и строительство скважин с БОВ на Юрхаровском НГКМ NOVATEK’s Yurkhar Field: Drilling ERD Wells

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

4 ROGTEC

2016 April 13th 2016, Kempinski Baltschug Hotel, Moscow 4th Russian Drilling 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

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.

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@rogtecmagazine.com Редактор материалов по России

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.

Russian Editor Bryan Harding bryan.harding@rogtecmagazine.com Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director Doug Robson doug.robson@rogtecmagazine.com Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено ЗАО «Инвестгеосервис» Front cover image is supplied courtesy of CJSC Investgeoservice

6 ROGTEC

Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact info@rogtecmagazine.com for further information.

Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: info@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.

www.rogtecmagazine.com

Содержание

Contents

Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в Западной Сибири - Часть 1

10

New Achievements in Multilateral Well Drilling and Completions in Western Siberia - Part 1

«Газпром нефть» запускает масштабную программу повышения эффективности бурения

36

Gazprom Neft Launches an Ambitious Programme to Improve Drilling Efficiency

«Оренбургнефть»: Прогнозирование поглощений бурового раствора путем поинтервальной опрессовки ствола скважины

50

Orenburgneft: Forecasting Drilling Mud Loss through Interval Wellbore Pressure Testing

Иран ждет высоких технологий

56

Iran - Craving Advanced Technology

«ТННЦ»: Численные исследования технологической эффективности трехрядной системы разработки с применением гидроразрыва пласта

64

TNNC: How Well Spacing Patterns Affect Production After Fracturing

КЭС – Эффективный способ эксплуатации месторождений «сланцевой нефти»

70

Short-Term Well Operation (STWO) as Effective Method of Shale Oil Extraction

«Варьеганнефтегаз»: Интеллектуальные системы заканчивания скважин для увеличения эффективности выработки контактных запасов

78

Varyeganneftegaz: Increasing Production with Smart Well Completions

10 www.rogtecmagazine.com

36 ROGTEC 7

Колонка шеф-редактора Добро пожаловать на страницы 43-го выпуска журнала

десятилетие, то мы обнаружим, что цена на нефть

ROGTEC.

колебалась от самой высокой отметки в 147 долларов за баррель до самого низкого уровня в 30 долларов

Поскольку этот год близится к завершению, то мы

за баррель. Анализируя факты, можно отметить

можем предаться размышлению о тех интересных 12

то, что потребление углеводородов возросло с

месяцах, которые потрясли мировой и российский

83 миллионов баррелей в сутки в 2005 году до

рынки нефти и газа. До этого еще ни разу не было

93 миллионов баррелей в сутки в 2015 году – т.е.

случая, когда так много отдельных сил одновременно

прирост составил почти 12,5%, несмотря на то, что

бы оказывали влияние на нефть. В начале 2015 г.

мы пережили худшую глобальную рецессию в течение

стоимость нефти составляла более 70 долларов за

этого периода. В настоящее время 87% всех источников

баррель, но затем она стала неуклонно снижаться

энергии представляют органические виды топлива,

и достигла показателя в чуть более 40 долларов

причем их доли распределены следующим образом:

на момент написания данной статьи. Операторы

33%- нефть, 30%- уголь и 24% -природный газ, а

приспосабливаются к новой эре низких цен на нефть и

оставшиеся 13% обеспечиваются за счет ядерной

прогнозам о том, что вся эта ситуация долговременна.

энергетики и возобновляемых видов энергии. Да,

Иранская нефть начнет поступать на рынок в конце

при этом проблема изменения климата присутствует

первого квартала, и вдобавок к этому Иран планирует

в повестке дня правительств во всем мире и такое

нарастить объемы добычи. ОПЕК и Саудовская

потепление представляет собой угрозу фактически

Аравия отстаивают политику по разделу рынка за счет

нашему выживанию, однако это не означает скорый

вытеснения конкурентов путем увеличения добычи

конец нефтяной эры. Данная отрасль промышленности

дешевеющей нефти (я имею в виду американские

должна стать более эффективной в плане разведки,

компании, занимающиеся добычей сланцевой нефти).

бурения и добычи ископаемого топлива, а мировое

При этом ходят слухи о том, что некоторые страны-

сообщество обязано принять меры для более

участницы хотели бы ограничить добычу для того, чтобы

ответственного и рационального использования

защитить свои государственные бюджеты. Саудовская

данных ресурсов. Имеется одно единственное решение

Аравия, в свою очередь, стремиться укрепить свои

для такой проблемы - введение выплат за выбросы

позиции в Европе путем продажи нефти Европейскому

углерода в атмосферу. Однако даже с учетом того,

Союзу (ЕС), являющемуся целевым рынком Российской

что 6 крупнейших операторов являются сторонниками

Федерации.

этого, будет ли внедрение таких выплат достаточно эффективной мерой, чтобы ограничивать выбросы

Выражая мнение редакции, я не буду следовать

тяжелых углеродных соединений и способствовать

мрачным прогнозам. Если оглянуться на последнее

развитию низкоуглеродных технологий.

8 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора Возвращаясь к теме данного выпуска: этот номер

года в традиционном месте проведения мероприятия

журнала ROGTEC целиком и полностью посвящен

- отеле «Балчуг Кемпински» в г. Москве. Крупнейшее

операторам. Компания Роснефть предоставила три

событие для профессионалов в сфере бурения в России

замечательные статьи. Первая статья посвящена

уже превратилось в наиболее важный региональный

предотвращению поглощения бурового раствора,

форум для обсуждения отраслевых проблем. По

вторая затрагивает повышение эффективности

данному мероприятию имеются количественные

многоступенчатого ГРП, а третья освещает смарт-

ограничения для потенциальных спикеров, поэтому для

системы для заканчивания скважин. Компания Газпром

получения дополнительной информации, пожалуйста,

Нефть предоставила статью о высокоэффективном

посетите сайт: www.rdcr.net. Если вы работаете в

бурении и программе для сокращения

буровой отрасли России или Казахстана, то я очень

непроизводительного времени бурения. Кроме того,

рекомендую вам посетить вышеуказанные мероприятия.

мы рады опубликовать прекрасную статью, написанную Инвестгеосервис совместно с НОВАТЭК. Добавив ко

Позвольте мне воспользоваться возможностью

всему этому статью нашего партнера - компании RPI,

пожелать всем нашим читателям Счастливого

мы представляем вашему вниманию превосходный по

Рождества и весёлого Нового года, чтобы мы могли

содержанию и завершающий этот год выпуск ROGTEC.

рассчитывать на благоприятную политическую ситуацию и восстановление рынка, а также на более высокие

Я хотел бы также отметить 1-й Казахстанский Круглый

цены на нефть!

Стол по Бурению (KDR), который состоялся 17 сентября в г. Астана и предстоящий 4-й Российский

Приятного чтения

Круглый Стол по Бурению (RDCR), запланированный

на 2016 год. Свыше 160 делегатов, представляющих 100 местных и международных компаний, приняли

Ник Лукан Шеф-редактор

участие в KDR, проведенном при официальной и

nick.lucan@themobiusgroup.com

спонсорской поддержке Платинового спонсора АО НК «КазМунайГаз». Казахстанский Круглый Стол по Бурению стал крупнейшим отраслевым событием, которое собрало вместе профессионалов в области бурения. Уже началась подготовка ко 2-му мероприятию, которое состоится в 2016 году. Подробнее об этом можно узнать на сайте: www.kazdr.kz. 4-й Российский Круглый Стол по Бурению начнет свою работу 13 апреля 2016

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 9

EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, Welcome to Issue 43 of ROGTEC Magazine.

As we reach the end of the year, we can reflect on another interesting 12 months in the Russian and global oil and gas markets. Never before have there been so many separate forces putting oil under pressure. 2015 started off at over 70 dollars per barrel, but has steadily fallen to just over 40 dollars at the time of writing. Operators are readjusting to this new era of low oil prices, and predictions are that they are here to stay. Iranian oil is due onto the market in the latter part of Q1, with more production expected to come on-stream after this. OPEC and Saudi Arabia have been championing a market share policy to drive out the higher production priced oil, (US Shale companies I am looking at you), but rumours have it that some members would like to see production curbed to aid their domestic budgets. Saudi Arabia has also looked to increase its European foothold by selling its oil into the EU, Russia’s prime market.

From this editors perspective, I am not subscribing to the doom and gloom predictions. If we look at the last decade, the price of oil has fluctuating from a high of 147 dollars per barrel to a low of 30 dollars per barrel. Looking at the facts, consumption of the black stuff has increased from 83 million barrels per day in 2005, to 93 million barrels per day in 2015 – an increase of nearly 12.5% - even though we have lived through the worst global recession in a generation. 87% of all energy sources are currently from fossil fuels – 33% from Oil, 30% from Coal and 24% from Natural Gas – with the remaining 13% coming from Nuclear and Renewable energy. Yes - climate change is high on the agenda of governments around the world and is a threat to our very existence as a species, but the era of oil is far from over. As an industry, we must learn to be more efficient in exploring, drilling and producing fossil fuels, and indeed the wider world must learn to be more efficient in using them. One solution being proposed by the industry, and backed by six of the largest operators, is the introduction of carbon pricing to discourage carbon heavy solutions and to promote low carbon technologies.

10 ROGTEC

Back to this issue of ROGTEC and it is all about the operators.

Rosneft contribute three great articles. The first looks at the prevention of fluid loss, second on increasing multi stage frack efficiency and finally smart well completion systems. Gazprom Neft have also supplied a great piece looking at drilling efficiency and NPT reduction, and we have a fantastic article, co-written

by Investgeoservice and NOVATEK. Add this to the usual article from RPI, and we have a superb issue of ROGTEC Magazine to end the year with.

I would also like to touch on the 1st KDR, Kazakh Drilling Roundtable, that took place on the 17th September in Astana, and the upcoming 4th RDCR in 2016. Held under the official patronage and Platinum Sponsorship of JSC NC KazMunayGas, the KDR attracted over 160 delegates, representing 100 local and international companies. The KDR was the largest gathering of drilling professionals seen in Kazakhstan, and preparation for the 2nd KDR in 2016 have already begun. More information on this can be seen at www.kazdr.kz. The 4th RDCR, Russian Drilling Roundtable, is taking place as always as the Kempinski Baltschug Hotel in Moscow, on the 13th April. The largest gathering of drilling professionals in Russia, the RDCR has evolved to become the regions premier drilling focused forum.

Limited speaking opportunities are available, so please visit www. rdcr.net for further information. If you are involved in the drilling market in either Russia or Kazakhstan – I cannot recommend these events highly enough.

Let me take this opportunity to wish all of our readers a Merry Christmas and a Happy New Year – and here’s to hoping for a sack full of political goodwill and re-engagement, as well as a higher oil price from the big man in red!

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@themobiusgroup.com

www.rogtecmagazine.com

Герметичность скважины

терЯете ДеБит, ПытаЯсь Устранить нарУШениЯ ЦеЛостности скважин? наШе УниверсаЛьное реШение Поможет ЭФФективно ЛиквиДировать неГерметичность и сПравитьсЯ с ЦеЛым рЯДом ДрУГиХ ЗаДач.

WELLOCK® Resin – ПереДовое реШение от ЛиДера отрасЛи!

Состав WellLock® на основе системы смол разработан таким образом, чтобы исключить использование твердой фазы — за счет этого удается снизить риск закупоривания при РИР, а также обеспечить более глубокое проникновение состава в микроканалы и микрозазоры, которые привели к нарушению целостности скважины. Помимо этого, состав не вступает в реакцию с большинством водных и углеводородных растворов, это уникальное свойство позволяет смешивать его с цементом. Благодаря всем перечисленным свойствам, система WellLock® успешно применяется для восстановления тех скважин, которые ранее было невозможно отремонтировать обычными способами.

• Эластичность состава доказана при давлении до 3000 атм. и деформации 70%; • Состав может повышать адгезию цемента к стенкам обсадной трубы и породе в 5–6 раз. С какими проблемами герметичности или нарушения целостности скважин сталкиваетесь Вы? Найдите свое решение на порталах halliburton.com/baroid/challenge/, halliburton.ru

Solving challenges.™

www.rogtecmagazine.com

© 2015 г. Halliburton. Все права защищены.

ROGTEC 11

БУРЕНИЕ

Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в Западной Сибири New Achievements in Multilateral Drilling and Completions in Western Siberia

Часть 1 - Part 1

Проектирование и строительство скважин с БОВ на Юрхаровском НГКМ Engineering and Construction of ERD Wells at the Yurkhar OGCF ЗАО «Инвестгеосервис» Туктаров Дамир Хатипович, Генеральный директор;

CJSC “Investgeoservice” Damir Tuktarov, General Director;

ЗАО «Инвестгеосервис» Гулов Артур Ривалевич, Руководитель проекта;

CJSC “Investgeoservice” Artur Gulov, Project Manager;

ОАО «НОВАТЭК» Глебов Евгений Владимирович, Заместитель директора департамента по технологии Департамента cкважинных технологий и супервайзинга;

JSC “NOVATEK” Evgeny Glebov, Deputy Director, Technology Department of Boreholes Technologies and Supervising;

ОАО «НОВАТЭК» Шокарев Иван Валериевич, Заместитель начальника управления скважинных технологий Департамента скважинных технологий и супервайзинга;

JSC “NOVATEK” Ivan Shokarev, Deputy Head, Technology Department of Downhole Borehole Technologies and Supervising;

ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» Курасов Александр Владимирович, заместитель генерального директора по бурению, начальник управления по бурению.

LLC “NOVATEK-Yurkharovneftegas” Alexander Kurasov, Deputy General Director - Drilling, Head of Drilling.

Вступление

Introduction

ООО “НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ” (дочернее предприятие ОАО “НОВАТЭК”) совместно с ЗАО “Инвестгеосервис” успешно завершили строительство самых протяженных (для материковой части Российской Федерации) скважин с большим отходом от вертикали (БОВ, ERD wells). Окончательный забой скважин №№ 1-А и 2-А Юрхаровского месторождения составил 8497 и 7274 метров соответственно. У многоствольной скважины № 3-А (многоствольная скважина) окончательные забои составили 7418 и 7438м соответственно. Компания ЗАО «Инвестгеосервис» (Генеральный подрядчик по строительству скважин) осуществила работы по бурению рекордных скважин, с

12 ROGTEC

NOVATEK-YURKHAROVNEFTEGAZ LLC, a subsidiary of NOVATEK JSC, in co-operation with Investgeoservice CJSC, have successfully completed construction of the longest extended reach drilling (ERD) wells in the Russian Federation.

The final TD (Total Depth) of wellbores No 1-A and 2-A of the Yurkhar field totaled 8,497 and 7,274 meters respectively. The final TD (Total Depth) of wellbore No 3-A (a multilateral well) totaled 7,418 and 7,438m respectively.

Investgeoservice CJSC, the general drilling contractor for the project, has accomplished these record-breaking wells by applying the most advanced technologies from leading Russian and international oilfield service companies. www.rogtecmagazine.com

DRILLING привлечением самых современных технологий ведущих российских и мировых сервисных нефтегазовых компаний. Слаженная совместная работа специалистов Заказчика, Генерального подрядчика и субподрядных организаций показала не только выдающиеся успешные результаты в области применения новых технологий при строительстве скважин, но и отличные показатели в области безопасности и охраны труда. Также нужно отметить, что особое внимание ОАО «НОВАТЭК» и ЗАО «Инвестгеосервис» уделялось вопросам сохранения окружающей среды, что немаловажно, учитывая географическое расположение проводимых работ – в акватории Тазовской губы в непосредственной близости от шельфа Карского моря, обилием заливов, рек, болот и озёр. Ведение производственной деятельности связано с повышенными требованиями в области экологической и промышленной безопасности, сложной ледовой и геокриологической обстановкой, охраной мест традиционного хозяйствования коренного населения, мест обитания редких и исчезающих видов растений и животных. Технологии, использованные при строительстве указанных скважин, могут успешно применяться для разработки северных и арктических месторождений, в том числе запасов Ямальского, Тазовского и Гыданского полуостровов (входят в состав ЯмалоНенецкого автономного округа), что является стратегической задачей для газовой отрасли РФ.

О компании «НОВАТЭК»

ОАО «НОВАТЭК» — крупнейший [1] независимый и второй по объемам добычи про-изводитель природного газа в России. Созданная в 1994 году, Компания занимается раз-ведкой, добычей и переработкой газа и жидких углеводородов. Месторождения и лицензи-онные участки компании расположены в Ямало-Ненецком автономном округе, крупнейшем в мире регионе по добыче природного газа, на долю которого приходится около 90% добычи природного газа в России и приблизительно 17% мирового объема добычи газа. «НОВАТЭК» стремится непрерывно наращивать ресурсную базу путем проведения геологоразведочных работ. Используя современные методы разведки и разработки, Ком-пания экономически эффективно осваивает запасы, достигая максимального уровня из-влечения углеводородов. По результатам независимой оценки, проведенной компанией DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31.12.2014 г. доказанные запасы углеводородов Компании (включая долю в запасах www.rogtecmagazine.com

By coordinating the efforts of experts from the operator, general contractor and subcontractors, the well construction program not only produced outstanding success in the application of new technologies, but it also resulted in an excellent occupational health and safety performance record as well.

In addition, it is worth noting that NOVATEK JSC and Investgeoservice CJSC have paid special attention to environmental protection issues. This is an important factor because of the geographical location of the project, near the Taz Estuary wetlands and in the close vicinity of the Kara Sea shoreline which has abundant creeks, rivers, marshes and lakes.

Regional operations contain strict requirements regarding safety and environmental protection, challenging ice and geocryologic conditions, protection of the indigenous people’s traditional farming areas, as well as habitats of threatened and endangered species of flora and fauna.

The technologies used in the construction of these wells can be successfully applied in the development of Northern and Arctic fields, including the deposits within the Yamal, Taz, and Gydan Peninsulas (parts of the Yamal-Nenets Autonomous District), which are strategic objectives for Russia’s gas industry.

About NOVATEK

NOVATEK JSC is the largest [1] independent producer and the second largest producer of natural gas in Russia.

Established in 1994, the Company is engaged in the exploration, production and processing of gas and liquid hydrocarbons.

The various fields and licensed blocks belonging to the Company are located in the Yamal-Nenets Autonomous District, the world’s largest region of natural gas extraction, which accounts for about 90% of the natural gas extracted in Russia, and for about 17% of the global gas production.

NOVATEK aims to continuously strengthen its resource base by carrying out exploration activities. By using modern methods of exploration and development, the Company provides cost-effective development of their resources, while achieving maximum hydrocarbon production rates.

According to the results of an independent evaluation carried out by DeGolyer & MacNaughton, as of December 31st, 2014, the proven hydrocarbon reserves of the Company (including its shares in the reserves of joint ventures), in accordance with the SEC standards, totaled 12,578 mln BOE, including 1,747 bln m3 of gas and 135 mln tons of liquid hydrocarbons.

ROGTEC 13

БУРЕНИЕ совместных предприятий) по стандартам SEC составляли 12 578 млн бнэ, в том числе 1 747 млрд м3 газа и 135 млн т жидких углеводородов.

О компании «Инвестгеосервис»

Группа компаний «Инвестгеосервис» [2] объединяет специализированные предприятия в области строительства поисково-разведочных, наклоннонаправленных эксплуатационных скважин, горизонтальных скважин и скважин с БОВ (ERD), интерпретации геологических и геофизических данных, подсчёта запасов углеводородов, построения геологических и гидродинамических моделей месторождений, проектов разработки месторождений, исследования скважин, землеустроительных работ. Группа компаний «Инвестгеосервис» осуществляет функции исполнителя и координатора нефтесервисных услуг на условиях генерального подряда или интегрированного управления проектами. Ключевыми компетенциями группы компаний «Инвестгеосервис» являются: ✓ специализация на строительстве технологически сложных разведочных и эксплуатационных скважин с большими отходами от вертикали (ERD); ✓ индивидуальный подход к выбору технологий от ведущих поставщиков технологических услуг для наиболее эффективного решения задач Заказчика; ✓ многолетний опыт ведения буровых работ в арктических районах и на автономных проектах. Значительный опыт группы компаний «Инвестгеосервис» в области производства буровых работ и геологических исследований позволяет успешно решать комплексные задачи заказчика.

About Investgeoservice

The Investgeoservice group of companies [2] brings together entities specialized in the construction of exploration wells, directionally-controlled wells, horizontal wells and ERD wells, as well as interpretation of geological and geophysical data, calculation of hydrocarbon reserves, development of geological and hydrodynamic field models, field development plans, well testing, and site management.

The Investgeoservice group of companies carries out the functions of an oil service provider and coordinator on the basis of a general contract, or integrated project management.

The key competencies of Investgeoservice group of companies are as follows: ✓ specialization in drilling technologically complicated exploration and production ERD wells; ✓ individual approach toward the selection of technologies from the leading providers in order to provide the most effectively solutions to meet the needs of the Customer; ✓ long-term experience in drilling operations in the Arctic areas, even under stand-alone projects.

The considerable experience of Investgeoservice group in the fields of drilling and geological exploration studies enables them to successfully resolve the complicated challenges of the Customer.

About the Field

The Yurkhar oil and gas condensate field (YOGCF) is the main producing asset of NOVATEK.

Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (ЮНГКМ) является основным добывающим активом «НОВАТЭК».

The field was discovered in 1970 and is located above the Arctic Circle in the south-eastern part of the Taz Peninsula’s Nadym-Pur-Taz district. The western part of the field is located in the Taz Peninsula, the central and eastern parts are located in the basin of the Taz Estuary, where the average depth of the estuary is four meters.

The development of the offshore part of the field shall be carried out from land through the use of horizontal wells.

Месторождение открыто в 1970 году и расположено за северным Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова в Надым-ПурТазовском районе. Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части расположены в бассейне Тазовской губы, при этом средняя глубина залива составляет четыре метра. Разбуривание морской части месторождения производится с суши с применением горизонтальных скважин.

According the SEC standards, as of the end of 2014, the field reserves totaled 363.4 bln m3 of gas and 17.2 mln tons of liquid hydrocarbons. The bulk of the gas reserves fall on the Valanginian horizon. The productive deposits are compactly located in a relatively small area (approximately 260km2), which increases the efficiency of their development and deployment in terms of capital and operating costs (see Figure 1). The field is located approximately 300km north of the town of Novy Urengoy and about 50km east of the Yamburg field.

Запасы месторождения по стандартам SEC на конец 2014 года составляли 363,4 млрд м3 газа и 17,2 млн т

The field development model includes the drilling of largediameter, multilateral horizontal wells, which enables the

О месторождении

14 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

EXPLORATION

ТАМ, ГДЕ ДРУГИЕ ВИДЯТ ПРЕПЯТСТВИЯ, BAROID ВИДИТ ВОЗМОЖНОСТИ ЗАДАЕМ СТАНДАРТЫ ЭКОЛОГИЧНОГО ВЕДЕНИЯ БИЗНЕСА Одна из современных компаний по выпуску автомобилей внедрила линию перемещения отходов, по которой металлолом направляется на прессовочный завод компании. За счет этого компания сократила число рейсов грузовиков и объем углеродосодержащих выбросов. Такой же инновационный подход необходим для развития и реализации возможностей переработки и утилизации отходов для районов, в которых сбросы не допустимы вовсе. Подразделение Baroid понимает, что необходимость решения проблемы сброса отходов может создавать ограничения при реализации проектов. Поэтому мы в постоянном взаимодействии с заказчиком разрабатываем решения, отвечающие экологическим нормам или даже превосходящие требования этих норм. Наше подразделение предлагает оборудование и услуги по закачке выбуренной породы в пласт непосредственно на точке бурения. Таким образом мы превращаем ограничения в преимущества, позволяющие вам сократить расходы, снизить объем транспортировки отходов и обеспечить нулевой уровень сбросов. Вместе мы расширим границы возможного halliburton.com/baroid/challenge и halliburton.ru

Solving challenges.™ www.rogtecmagazine.com © Halliburton, 2015. Все права защищены.

ROGTEC 15

БУРЕНИЕ

0m

1,200 m

2,900 m

до 1200 м - 5 газовые скважины * up to 1,200 m 5 gas wells *

до 2900 м - 35 газоконденсатные скважины up to 2,900 m 35 gas condensate wells

Газопровод Gas pipeline Конденсатопровод Gas condensate pipeline

Установка комплексной подготовки газа Gas preparation unit

Жилые объекты Housing facilities Устье газоконденсатной и газовой скважин Gas and gas condensate wells

Рисунок 1. Условная схема разработки Юрхаровского НГКМ Figure 1. Conventional Development Plan of Yurkhar OGCF

жидких углеводородов. Основная часть запасов газа приходится на Валанжинский горизонт. Продуктивные залежи компактно расположены на сравнительно небольшой площади (примерно 260 км2), что повышает эффективность их разработки и освоения с точки зрения капитальных и операционных расходов (см. Рисунок 1). Располагается месторождение приблизительно в 300 км к северу от города Новый Уренгой и в 50 км к востоку от Ямбургского месторождения. Модель разработки месторождения предусматривает бурение горизонтальных скважин большого диаметра и многозабойных горизонтальных скважин, что позволяет снизить общее количество скважин, необходимых для вовлечения в разработку всех запасов месторождения, и минимизировать капитальные вложения.

Месторождение имеет одну залежь природного газа, 24 газоконденсатных залежи и 3 нефтегазоконденсатные залежи. Глубина залегания углеводородов варьируется от 1000 до 4400 метров (с учётом Юрских отложений), при этом Валанжинские залежи характери-зуются наличием проницаемого песчаника, является основной областью добычи. Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) является вторым по объёму k_2009_ang_small.indd 18

18

16 ROGTEC

reduction of the total number of wells required to develop all the reserves of the field and the minimization of capital investments.

There is one natural gas deposit, 24 gas condensate deposits and 3 oil condensate deposits in the field. The hydrocarbon depth ranges from 1,000 to 4,400m (incl.

Jurassic sediments), while the Valanginian deposits are characterized by the presence of permeable sandstone, which is the main production zone. The Yurkhar oiland-gas condensate field (OGCF) is the scond largest in production output is the second largest field after the Yamburg field and of all the fields operated above the Arctic Circle. YOGCF provides approximately 10% of the gas consumed in the Russian domestic market. The production output at full capacity is 37 bln m3 of natural gas per year. The Yurkhar field is characterized by the use of cutting edge technologies, which reduces the potential environmental impact on the vulnerable environment of the Far North. For instance, amongst others, a drilling waste thermal treatment unit was put into operation in 2008, which eliminates the release of drilling waste into the * environment. production wells as of 31 December 2009.

History of YOGCF Well Construction

The development drilling in the Yurkhar field started in May 2002. The commercial extraction of natural gas and gas condensate commenced in January, 2003.

4/22/10 3:20:44 PM 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 17

БУРЕНИЕ добычи после Ямбургского из всех, эксплуатируемых за Полярным кругом. ЮНГКМ обеспечивает порядка 10% потребления газа на внутреннем рынке. Объём добычи при полной проектной мощности - 37 млрд м3 природного газа в год. Юрхаровское месторождение характеризуется применением самых передовых технологий, что позволяет снизить экологическую нагрузку на ранимую среду Крайнего Севера. В том числе, к примеру, в 2008 году на месторождении введена в эксплуатацию установка термического обезвреживания буровых шламов, что позволяет исключить попадание в окружающую среду отходов бурения.

История строительства скважин на ЮНГКМ

Эксплуатационное бурение на Юрхаровском месторождении началось в мае 2002 г. Коммерческая добыча природного газа и газового конденсата началась в январе 2003 г. Строительство эксплуатационных скважин сопровождалось значительными трудностями, вызванными сложным геологическим разрезом (наличие многолетнемерзлых пород, нестабильных глин, пластов с различным флюидонасыщением), труднодоступностью коллекторов (бурение с берега под акваторию Тазовской губы), климатическими условиями и особенностями логистики. В период с 2007 по 2011 г была проведена значительная работа по оптимизации плана освоения месторождения путем бурения скважин большого диаметра, двухзабойных скважин, скважин с большим горизонтальным отходом ствола от устья, что позволяет бурить меньшее количество скважин, необходимых для разработки месторождения. Данная программа позволила снизить общие издержки и потенциальные экологические риски. Новые скважины, в среднем, имеют диаметр эксплуатационной колонны до 245 мм, горизонтальную часть ствола более 1 000 м и стартовый дебит до 4,5 млн м3 в сутки. С целью вовлечения в разработку запасов восточной части месторождения и равномерной выработки пластов в 2014 году продолжилось бурение горизонтальных скважин с большими отходами от устья. В эксплуатацию были введены три новые газоконденсатные скважины и проведена реконструкция двух ранее пробуренных скважин. На текущий момент пробурено более 70 газоконденсатных скважин, однако успех строительства скважин №№ 1-А, 2-А и 3-А заслуживает особого внимания.

Почему скважины ERD?

Геологическое строение месторождения определило

18 ROGTEC

The construction of the wells was complicated by the considerable difficulties posed by a complex geological cross-section, the presence of permafrost rocks, unstable clay, and various fluid saturated beds, hard-to-reach reservoirs due to drilling from onshore under the bed of the Taz Estuary water area, climatic conditions and logistic issues.

From 2007 to 2011, significant work was conducted, in order to optimize the field development plan, by drilling large-diameter, bilateral and ERD wells, which result in drilling fewer overall wells for field’s development. This program succeeded in reducing the overall costs and potential environmental risks. On average, in these new wells, the production string diameter is up to 245mm in diameter, the horizontal section is more than 1,000m long and the initial flow rate is up to 4.5 mln m3 per day.

In order to develop the reserves in the eastern part of field and to provide an even recovery from the field, the drilling of horizontal ERD wells continued in 2014. Three new gascondensate wells were put on production and workover was conducted on two previously drilled wells.

Currently, more than 70 gas-condensate wells have already been drilled, but the success of the well construction for No’s. 1-A, 2-A and 3-A deserve special attention.

Why ERD Wells?

The geological structure of the field determines the development strategy. As the main reserves are located in the shelf area of the Taz Estuary, the well pads are placed along the coastline and wells reach out under the water (see Figure 2). After the relatively simple wells were drilled (their length however, reached up to 5000m), it was the turn for the ERD wells. The economic and technical analysis has shown that ERD well construction is the most economical and environmentally efficient solution that allows access to the remote reservoirs pay zones of the Yurkhar field.

Economic efficiency results in the optimization of the investment into the infrastructure with the aim of increasing the fields profits, which is necessary for the development of the field.

The ERD wells (global classification – ERD wells: Extended Reach Drilling) are wells with an extended-reach and a deviated to vertical ratio of more than 2:1. The characteristic features of the construction of these types of wells are as follows: • high mechanical loads – increased axial loads and often excessive torque occurs as a result of the high friction ratios given by the excessive length of the inclined section of the wellbore; www.rogtecmagazine.com

DRILLING и систему разработки – так как основные запасы месторождения находятся в шельфе Тазовской губы, кустовые площадки располагаются вдоль береговой линии, а скважины уходят далеко под акваторию (см. Рисунок 2). После того как были пробурены относительно простые скважины (тем не менее, их глубина достигала до 5000 м) подошел черед строительства скважин с большим отходом от вертикали. Экономико-технический анализ показал, что строительство скважин с большим отходом от вертикали является наиболее экономически и экологически эффективным решением, позволяющим получить доступ к удаленным коллекторам Юрхаровского месторождения.

Рисунок 2. Схема разбуривания Юрхаровского НГКМ скважинами с БОВ Figure 2. Yurkhar OGCF Development Plan by ERD wells

Под экономической эффективностью подразумевается оптимизация инвестиций в развитие инфраструктуры, необходимой для разработки месторождения, с целью увеличе-ния прибыли.

Скважины с БОВ (в мировой классификации – ERD wells: Extended Reach Drilling) – скважины с большим отходом от вертикали, имеющие соотношение отхода к вертикали более 2:1. Характерными особенностями при строительстве такого типа скважин являются: • высокие механические нагрузки – повышенные осевые нагрузки и зачастую избыточный крутящий момент из-за высоких значений коэффициента трения вследствие большой протяжённости сильнонаклоненной части ствола скважины; • высокие гидравлические нагрузки – затрубное давление (ЭЦП) кратно выше по сравнению даже с горизонтальными скважинами меньшего смещения забоя от вертикали, не говоря уже о вертикальных скважинах (даже глубоких); • затруднённая очистка ствола скважины от выбуренной породы, особенно при конструкции скважин с высоким значением PHAR (pipe-hole area ratio) – чем выше PHAR, тем сложнее очистка от шлама; • сложности с дохождением обсадных колонн и хвостовиков – высокие коэффициенты трения и недостаточный вес верхней части для снижения усилия «проталкивания» колонн; • проблемы устойчивости стенок ствола скважины и узкое «окно буримости» по плотности бурового раствора (mud weight window); www.rogtecmagazine.com

• high hydraulic loads – annulus pressure (ECD) is far higher, even when compared to horizontal wells with lower kickoff, more so - to vertical wells (even deep ones); • hindered wellbore cleaning for drill cuttings, especially in case of the high PHAR (pipe-hole area ratio) well design – the higher the PHAR, the harder it is to clean the well and remove cuttings; • difficulties with reaching the casing strings and liners – high friction ratios and underweight top-hole assemblies that are insufficient for reducing the column’s «pushing» efforts; • problems with the stability of the wellbore and a narrow mud weight window; • problems with the load delivery during the drilling and completions, such as creating the necessary load when hanging the liners; • in addition, the large distance between targets resulted in additional geological uncertainties as regards to the structures, which are not homogeneous by stratification and bedding course.

ERD well is not just a more complicated directionallycontrolled well. The following serves as a basis for the successful construction of such wells: the use of advanced technologies, professionalism of the staff, proper arrangement of processes and established communication between the various stakeholders. That’s why the preparations for these record wells started long before the spudding of wells. At the request of NOVATEKYURKHAROVNEFTEGAZ LLC, the design of wells No 1-A and 2-A was carried out by the design contractor ‘BUROVAYA TEKHNIKA’ NPO JSC [3] with the obligatory involvement of Investgeoservice CJSC as a General

ROGTEC 19

БУРЕНИЕ • проблемы с доведением нагрузки при бурении, а также при заключительных операциях, например создание необходимой нагрузки при подвеске хвостовиков; • кроме этого, из-за большой удалённости целей возникают дополнительные геологические неопределённости в структурах, неоднородных по напластованию и простиранию. Скважина с БОВ – это не просто более сложная наклонно-направленная скважина. Основой для успеха при строительстве таких скважин является: использование передовых технологий, профессионализм сотрудников, правильная организация процессов и налаженная коммуникация между различными сторонами - участниками проекта. Именно поэтому подготовка к рекордным скважинам началась задолго до начала бурения. Проектирование скважин №№ 1-А и 2-А по заказу ООО «НОВАТЭКЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» осуществляла проектная организация ОАО «НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ» [3] с обязательным привлечением компании ЗАО «Инвестгеосервис» как Генерального подрядчика по строительству скважин, и с привлечением “K&M Technology Group” [4] подразделения компании “Schlumberger” [5],специализирующегося на бурении скважин с БОВ. На этапе проектирования учитывались и анализировались различные критерии и факторы – проектные конструкция и траектория скважины (в том числе первая секция набора параметров кривизны и разворот траектории), правильный подбор бурильного инструмента, бурового наземного оборудования, стабильность стенок ствола скважины, решение проблем с очисткой ствола скважины - выносом бурового шлама на поверхность, мониторинг параметров бурения и эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора в режиме реального времени, а также технологии спуска и цементирования обсадных колонн (в особенности эксплуатационной колонны и цементируемой потайной на большие глубины) и крепление фильтр-хвостовиков. Проектирование скважины № 3-А по заказу ООО «НОВАТЭКЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» осуществляла проектная организация ООО «НОВАТЭК НТЦ». До начала бурения скважин, компанией ЗАО «Инвестгеосервис» были учтены изменения геологических данных и своевременно внесены корректировки в проект. При этом особое внимание было уделено оценке операционных рисков и подготовке плана действий на случай чрезвычайных ситуаций. Наряду с другими критериями проектирования скважины, было очевидно, что буровая установка должна быть способна выполнять все операции, связанные с бурением, СПО, креплением и

20 ROGTEC

Contractor for the well construction, and with involvement of the K&M Technology Group [4], a Schlumberger Co. [5] unit specialized in the drilling of ERD wells. Various criteria and factors have been taken into account and analyzed during the designing stage – project design and the well path (including the first section of drift deviation and the path turn), proper selection of drilling tools and equipment, stability of the wellbore, solving the wellbore cleanout issues – lifting the cuttings to the surface, realtime monitoring of the drilling parameters and equivalent circulating density of the drilling mud, as well as casing running and cementing technology (particularly the production casing and the deep-set tie-back casing), and mounting the filter-liners. The designing of well No. 3-A commissioned by NOVATEK-YURKHAROVNEFTEGAZ LLC was carried out by the design contractor NOVATEK SEC LLC. Prior to the spudding of wells, the Investgeoservice CJSC took account of the geological data changes and made timely adjustments to the project.

There, special attention was paid to the operational risk assessment and preparation of an emergency action plan.

It was obvious that along with all other well design criteria, the drilling rig should be able to perform all the operations associated with drilling, tripping, casing and completion of the wells. For the construction of these record wells, the Investgeoservice CJSC used modified drilling rigs for the Yurkhar field, which enabled them to perform the scheduled operations, with enough necessary reserve capacity remaining.

About the Record Wells • Purpose The drilling of the production wells No 1-A, 2-A and 3-A with the horizontal section in the BU8 pay zone was necessary for the extraction of hydrocarbons from the BU8-0 - BU8-2 beds of the Tangal formation.

• Well profile and design The wellbore of well No 1-A is presented below (see Figure 3).

The drift deviation is designed in a way to ensure minimal tortuosity and a «smooth» wellbore, the parameters that play an important role for the final well construction and the possibility of runing in with the drill pipe and setting casing strings and downhole production equipment to design depths.

The results achieved are record-breaking not only for the region but across the whole of mainland Russia, and they speak for themselves: The 393.7 mm (15 ½») section was successfully drilled www.rogtecmagazine.com

DRILLING заканчиванием скважины. Для строительства рекордных скважин ЗАО «Инвестгеосервис» использует на Юрхаровском месторождении усовершенствованные буровые установки, характеристики которых, позволяют производить запланированные операции с необходимым запасом прочности.

О рекордных скважинах • Назначение

Бурение эксплуатационных скважин №№ 1-А,2-А и 3-А с горизонтальным окончанием на продуктивные пласты БУ 8 необходимо для добычи залежей углеводородного сырья из пластов БУ8-0 - БУ8-2 Тангаловской свиты.

to a measured depth of 1,610 meters. The zenith angle in this section was 73.8° in a vertical depth of 1,403.8 meters. The wellbore casing, using 340mm (9 ⅜») intermediate production string with premium connectionswas successfully set at 5,626 meters.

The 311.15mm (12 ¼») section was successfully drilled to a measured depth of 5,632 meters along the wellbore, the zenith angle in this section was 74.2° and the horizontal displacement in this section totaled 4,359 meters at a vertical depth of 2,494 meters. The wellbore casing, was set using 245mm (9 ⅝») intermediate production string with premium threaded joints, which was successfully set at a depth of 5,626 meters.

• Профиль и конструкция скважин Проектная траектория скважины № 1-А представлена ниже (см. Рисунок 3). Секция набора спланирована таким образом, чтобы обеспечить минимальную извилистость и «гладкий» ствол скважины, параметры, которые играют важную роль для окончательного строительства скважины и возможности осуществления СПО бурильных/ обсадных труб и забойного оборудования. Рисунок 3. Проектная траектория скважины №1-А Достигнутые показатели являются рекордными не только Figure 3. Well 1-A Projected Wellbore для региона, но и в целом для материковой части Российской Федерации и говорят сами за себя: The 215.9mm (8 ½») section was successfully drilled to a Секция 393.7 мм (15 ½”) была успешно пробурена depth of 6,999 meters along the wellbore, the zenith angle до глубины 1610 метров по стволу, зенитный угол in this section was 76.8° and the horizontal displacement в секции составил 73.8° при вертикальной глубине in this section totaled 5,678 meters at a vertical depth 1403.8 метра. Крепление ствола скважины 340 мм of 2,818 meters. The wellbore casing, was set using (9 ⅜”) промежуточно-эксплуатационной колонной 177.8mm (7») deep-set tie-back string with premium успешно осу-ществлено на глубине 1604 метра по threaded joints, which was successfully set at a depth of стволу.

6,997 meters.

Секция 311.15 мм (12 ¼”) была успешно пробурена до глубины 5632 метров по стволу,, зенитный угол в секции составил 74.2°, отход от вертикали в данной секции составил 4359 метров при вертикальной глубине 2494 метра. Крепление ствола скважины 245 мм промежуточно-эксплуатационной колонной (9 ⅝”) www.rogtecmagazine.com

The 155.6mm (6 ⅛») section was successfully drilled to a measured depth of 8,497 meters and the horizontal displacement in this section totaled 7,059 meters at a vertical depth of 2,906 meters. 127mm (5») liner-filter was successfully set at a measured depth of 8,495 meters.

The path of well No 2-A is designed similar to well No

ROGTEC 21

БУРЕНИЕ с премиальными резьбовыми соединениями успешно осуществлено на глубине 5626 метров. Секция 215.9 мм (8 ½”) успешно пробурена до глубины 6999 метров по стволу, зенитный угол в секции составил 76.8°, отход от вертикали в данной секции составил 5678 метров при вертикальной глубине 2818 метров. Крепление ствола скважины 177.8 мм (7”) потайной цементируемой колонной с премиальными резьбовыми соединениями успешно осуществлено на глубине 6997 метров.

1-A, but with less horizontal reach, thus we are describing in this article only the well with the longest horizontal displacement.

The projected path of multilateral well No 3-A is presented below (see Figure 4). The upper sections were designed similar to wells No 1-A and 2-A, but at the same time it was planned to drill two lateral wells with 7,399 and 7,416m TD’s respectively, including the installation of a whipstock plug at a depth of 6,100m along the well with a zenith angle of 77.5 degrees.

Секция 155.6 мм (6 ⅛”) была успешно пробурена до глубины 8497 метров по стволу, отход ствола скважины от вертикали в данной секции составил 7059 метров при вертикальной глубине 2906 метров. Крепление ствола скважины 127 мм (5”) фильтрхвостовиком успешно осуществлено на глубине 8495 метров. Траектория скважины № 2-А спроектирована подобно скважине № 1-А, но с меньшим отходом от вертикали, поэтому в данной статье мы рассмотрим на примере самых больших показателей. Плановая траектория многозабойной скважины № 3-Апредставлена ниже (см. Рисунок 4). Верхние секции были запроектированы по аналогии со скважинами №№ 1-А и 2-А, но при этом было запланировано бурение двух стволов с забоями 7399 и 7416 м по стволу соответственно с установкой клина-отклонителя на глубине 6100 м по стволу с зенитным углом 77.5 градусов.

Рисунок 4. Проектная траектория скважины № 3-А Figure 4. Well 3-A Projected Wellbore

Секция 311.15 мм (12 ¼”) была успешно пробурена до глубины 5049 метров по стволу, зенитный угол в секции составил 71.1°, отход от вертикали в данной секции составил 3825 метров при вертикальной глубине 2471 метр. Секция 215.9 мм (8 ½”) успешно пробурена до глубины 6119 метров по стволу, зенитный угол в секции составил 77.6°, отход от вертикали в данной секции составил 4835 метров при вертикальной глубине 2807 метров. При этом «голова» подвески потайной колонны установлена на глубине 4541м. Секция 155.6 мм (6 ⅛”) первого ствола была успешно пробурена до глубины 7418 метров по стволу, отход ствола скважины от вертикали в данной секции

22 ROGTEC

The 311.15mm (12 ¼»)section was successfully drilled to a depth of 5,049 meters along the wellbore, the zenith angle in this section was 71.1° and the horizontal displacement in this section totaled 3,825 meters at a vertical depth of 2,471 meters.

The 215.9mm (8 ½») section was successfully drilled to a measured depth of 6,119 meters, the zenith angle in this section was 77.6° and the horizontal displacement in this section totaled , meters at a vertical depth of 2,807 meters. There, the «head” of hanger of the tie-back string was set at a depth of 4,541m.

The 155.6mm (6 ⅛») section was successfully drilled to a measured depth of 7,418 meters and the horizontal displacement in this section totaled 6,065 meters at a www.rogtecmagazine.com

DRILLING составил 6065 метров при вертикальной глубине 2904 метров. Отличительной особенностью скважины № 3-А является вырезка технологического «окна» в 178мм потайной колонне в интервале 6054-6059м (глубина по вертикали 2794м, отход в «окне» составил 4777м). Таким образом, осуществлен пропуск клинаотклонителя в комплекте с вырезающей компоновкой фрезов через подвеску потайной колонны и вырезка на рекордной в мировом масштабе глубине. Далее, секция 155.6 мм (6 ⅛”) второго ствола была успешно пробурена до глубины 7438 метров по стволу, отход ствола скважины от вертикали в данной секции составил 6155 метров при вертикальной глубине 2880 метров. Более детально о подготовке и непосредственном выполнении работ по строительству скважин изложено в следующих разделах статьи.

Подготовка к строительству, подбор оборудования

Недостаток опыта бурения и информации о залежах на удаленном от берега расстоянии, создавало высокие риски строительства скважин. Сложность проекта заключалась в узком «окне бурения», бурении в интервале истощенных пластов и нестабильных глин. В тоже время, присутствовали другие особенности и сложности: • Нестандартная, для скважин с большим отходом, конструкция с применением долот малого диаметра 155.6мм в горизонтальной части, что создавало дополнительные трудности в контроле ЭЦП; • Недостаток опыта бурения скважин с большим отходом в регионе, создавало риски невыполнения плановой траектории; • Потенциально высокий уровень извилистости верхней секции, что могло привести к повышенным нагрузкам на инструмент при бурении горизонтальной секции; • Недостаточно структурной и геологической информации по залеганию целевых пластов, высокая вероятность бурения вне геологических целей; Специалисты ОАО «НОВАТЭК», ЗАО «Инвестгеосервис» и компании «Schlumberger» разработали как единственное правильное решение – тесное взаимодействие всех участвующих в бурении сторон, необходимым было признано построение предбуровой геомеханической модели и применение геомеханического сопровождения бурения в реальном времени. На проекте под управлением специалистов ЗАО «Инвестгеосервис» были применены ключевые технологии наклонноwww.rogtecmagazine.com

vertical depth of 2,904 meters. The distinctive feature of No. 3-A well is a window cut in the 178mm tie-back string within the range of 6,054-6,059m measured depth (vertical depth of 2,794 m, with displacement at window totaling 4,777m). Thereby, the whipstock completed with a cutting mill layout was run through the tie-back string hanger and the window has been cut at a global record depth. Then, the 155.6mm (6 ⅛») section of the second hole was successfully drilled to a measured depth of 7,438 meters and the horizontal displacement in this section totaled 6,155 meters at a vertical depth of 2,880 meters.

More details on the preparation and performance of well construction operations are contained in the following sections of this article.

Preparation for Construction and Equipment Selection

The lack of drilling experience and information on remote offshore deposits posed high risks to the wells construction.

The project’s complexity consisted of a narrow mud weight window, drilling within the range of a depleted layer and the unstable clay.

At the same time, there were other specificities and complexities: • Unusual design for an extended reach well, involving the use of small size bits in the horizontal section diameter, which raised additional difficulties for the annulus pressure control; • Lack of ERD well drilling experience in the region increased the risk of failure, specifically on the projected path; • Potentially high tortuosity level in the upper section, which could lead to increased loads on the drill pipe when drilling the horizontal section; • Insufficient structural and geological information on the target formations, high probability of drilling out of the pay zones; The specialists from NOVATEK JSC, Investgeoservice CJSC and Schlumberger have developed a close interaction between all stakeholders involved in drilling, likened to a silver bullet in solving problems; it was considered necessary to build a preliminary geotechnical model and apply real-time geo-mechanical tracking of drilling operations. Under the leadership of specialists from Investgeoservice CJSC, key technologies for directionally-controlled drilling, mud, drill bits and casing were applied in close collaboration with the rock mechanics engineers and geo-steering specialists, as well as the drilling contractor and operating company. The invested efforts resulted in

ROGTEC 23

БУРЕНИЕ

Рисунок 5. Буровая установка БУ-6500/450-ЭЧРК-БМ

направленного бурения, растворов и долот и технологий крепления скважины при тесном взаимодействии с инженерами-геомеханиками и геонавигаторами, а также с буровым подрядчиком и компанией-оператором. Приложенные усилия позволили достичь рекордных показателей в ERD бурении континентальной части России. На первом этапе была проведена техническая оценка возможностей буровой установки (БУ6500), производившей разбуривание Юрхаровского месторождения в период с 2008г. по 2012г. Анализ показал, что требуется усиление и обновление силовых приводов (увеличение характеристик по крутящему моменту). В сжатые сроки была произведена замена системы верхнего привода. Буровые установки БУ-6500/450-ЭЧРК-БМ (см. Рисунок 5) имеют грузоподъемность 450 т и запас прочности для бурения скважин глубиной до 8000 м (а в зависимости от конструкции возможно бурение и более глубоких скважин). Для успешного строительства рекордных скважин также потребовалось обновление бурильного инструмента [6]. Поскольку расчётные нагрузки

24 ROGTEC

Figure 5. BU-6500/450-ECRK-BM Drilling Rig

the record-breaking performance for ERD drilling in mainland Russia.

In the first phase, a technical assessment was conducted regarding the capacities of the drilling rig (BU-6500), which was used in the development of the Yurkhar field in a period from 2008 to 2012. The analysis showed that a reinforced and updated drive system was required, this would increase the rigs torque. The replacement of the top drive system was performed in a short period. The modified BU-6500/450-ECRK-BM drilling rig (see Figure 5) has a lifting capacity of 450 tons and a reserve capacity for drilling wells up to 8,000m deep (depending on the design, drilling of even deeper wells is also possible).

In addition, renovation to the drilling tools and pipe was also required for the successful construction of these record wells [6]. Since the rated torsion loads were close to and in some cases, exceeding the maximum make-up torque of standard threaded joints (API and GOST), as well as due to a narrow window for drilling mud densities and formation frac gradients, these well construction projects initially contained the specification of second-generation bilateral joints (see Figure 6). www.rogtecmagazine.com

DRILLING на кручение приближались, а на некоторых участках превосходили максимальные моменты свинчивания стандартных резьбовых соединений (API и ГОСТ), а также изза узкого коридора плотностей бурового раствора и градиентов гидроразрыва, то в проект строительства этих скважин изначально закладывалось применение двухупорных соединений второго поколения (см. Рисунок 6). Исходя из практики применения традиционно используемых на этом месторождении Рисунок 6. Эволюция замковых соединений бурильной трубы обычных бурильных Figure 6. Evolution of Drilling Pipe Joints труб СБТ-139,7мм и СБТ-127мм, а также труб с двухупорными Based on the previous application of SBT-139mm and соединениями первого поколения, было принято SBT-127mm conventional drill pipe, traditionally used in во внимание, что ранее при бурении скважин this field, as well as pipes with first-generation doubleглубиной 5000-6500м присутствовали значительные shouldered joints, previously they were significant fluid гидравлические потери и это требовало эксплуатации losses during drilling the 5,000-6,500m deep wells and буровых насосов и бурового оборудования на this required the operation of mud pumps and high высоких давлениях. pressure drilling equipment. На этапе подготовки к бурению была поставлена During the drilling preparation phase, it was thought задача минимизировать гидравлические necessary to minimize hydraulic pressure resistance in сопротивления в бурильной колонне и в затрубном the drill string and annular space while simultaneously пространстве с одновременным обеспечением ensuring that there was sufficient reserve torsion strength достаточного запаса прочности замковых соединений in the joints. Several alternative layouts and previous field на кручение. Были проанализированы несколько experiences [7] were analyzed and, as a result, the optimal альтернативных компоновок и опыт предыдущих combination of the drill string required for each of sections лет [7], в результате, после серии сравнительных was successfully determined after a series of comparative расчётов удалось определить оптимальную calculations. комбинацию бурильной колонны для каждой секции. Исходя из этих принципов, было принято решение [8] перейти на типоразмер бурильной трубы 149,23мм в верхней части колонны вместо предусмотренного проектом типоразмера 139,7мм. При этом выбор СБТ-149,23*9,17мм с соединением VX57 (двухупорные соединения второго поколения, www.rogtecmagazine.com

Based on these principles, it was decided [8] to change the size of the drill pipe at the top of column from 139.7mm to 149.23mm pipe stipulated by the project.

Meanwhile, the selection of SBT-149.23*9.17mm with VX-57 joint (second-generation double-shouldered joints, see Figure 7), in comparison with the SBT-140 (5 ½ FH),

ROGTEC 25

БУРЕНИЕ см. Рисунок 7) по сравнению с СБТ-140 (5 ½ FH) гарантировал повышение прочности на кручение на 8,5 % с одновременным уменьшением наружного диаметра замка на 13мм и увеличением внутреннего проходного диаметра по замку с 76,2 до 107,95 (более чем на 40%).

ensured the increase of reserve torsion strength by 8.5%, with a simultaneous decrease of the external diameter of the joint by 13mm and increase of the internal drift diameter of the joint from 76.2 to 107.95 (more than 40%).

Для типоразмера СБТ-127*9,19мм было выбрано соединение VX-50, поскольку оно гарантирует прирост момента свинчивания на 96% по сравнению со стандартным соединением NC-50, при этом увеличивает внутренний проходной диаметр на 7%. Для трубы типоразмера 102*8,38 мм требовалось обеспечить увеличенный внутренний проходной диаметр замкового соединения для снижения гидравлического сопротивления при одновременном Рисунок 7. Замки типа “Double shoulder” второго поддержании нужного значения момента свинчивания. поколения (высокомоментные) Соединение VX-39 по сравнению с соединением NCFigure 7. Second-Generation Double-Shouldered Premium 40 дало возможность увеличить внутренний диаметр Connectors (high-torque) замка на 34% при одновременном увеличении момента свинчивания на 10% и уменьшении наружного диаметра замка до 127 мм. Более подробное СБТ/ SBT 149 СБТ/ SBT 140 VX57 5 ½ FH (3-147) сравнение характеристик приведено в Таблице 1. Наружный диаметр замка В целях снижения износа наружной поверхности замка и стенок обсадной колонны вследствие длительного вращения колонны в скважине бурильная труба заказывалась и поставлялась с твердосплавной наплавкой (hard banding) на муфтовой части замка. Нанесённое на бурильные трубы внутреннее пластиковое покрытие обеспечило небольшое снижение гидравлического сопротивления и, что особенно важно, защитило внутреннюю поверхность труб от коррозии в то время, когда они находились вне скважины. Все комплекты бурильных труб производились в соответствии со стандартом API 5DP, с дополнительными требованиями PSL 3, включающими проведение испытаний на ударопрочность при температуре -20°С (для

26 ROGTEC

177.8 (-6.7%)

190.5

107.95 (+41.6%)

76.2

Прочность на кручение замка, кНм Torsion Strength of Joint, kNm

128.0 (+8.5%)

118.0

Момент свинчивания новой трубы, кНм Make-up Torque of New Pipe, kNm

79.7 (+12.9%)

70.6

VX50

NC50 (3-133)

168.25

168.25

Внутренний диаметр замка Internal Diameter of Joint

95.25 (+7%)

88.9

Прочность на кручение замка, кНм Torsion Strength of Joint, kNm

114.0 (+89%)

60.3

Момент свинчивания новой трубы, кНм Make-up Torque of New Pipe, kNm

70.9 (+96%)

36.2

VX390

NC40 (3-108)

127.0 (-9%)

139.7

Внутренний диаметр замка Internal Diameter of Joint

68.26 (+34%)

50.8

Прочность на кручение замка, кНм Torsion Strength of Joint, kNm

53.9 (+10%)

49.2

Момент свинчивания новой трубы, кНм Make-up Torque of New Pipe, kNm

32.4 (+10%)

29.5

External Diameter of Joint

Внутренний диаметр замка Internal Diameter of Joint

Наружный диаметр замка External Diameter of Joint

Наружный диаметр замка External Diameter of Joint

Таб.1 . Сравнение соединений API и VAM Express (VX) для Юрхаровского проекта Table 1. Comparing the API and VAM Express (VX) Joints for the Yukhar Project

www.rogtecmagazine.com

DRILLING сравнения, обычная труба, без дополнительных требований, испытывается на ударопрочность при комнатной температуре). Такой бурильный инструмент трубы наиболее приспособлен к работе в условиях низких температур на месторождениях за Полярным Кругом. Также необходимо отметить, что для бережной эксплуатации премиальной бурильной трубы с высокомоментными двухупорными соединениями потребовалось переоборудовать покрытие подсвечников буровой установки. Необходимо учитывать, что стандартное покрытие подсвечников выполнено из стальных листов с насечкой, при этом, бурильная свеча, установленная ниппельным концом на такое покрытие, своим весом может оставлять отметки на поверхности упорного торца ниппеля. Такая эксплуатация, через некоторое время может привести к повреждению ниппельного торца, что потребует его перешлифовки или ремонта. Для снижения вероятности повреждения ниппельного торца и продления межремонтных интервалов бурильных труб поверхность подсвечников на указанных буровых установках была обшита деревянными щитами из твердых пород дерева с дополнительными амортизаторами из резины. Опыт эксплуатации показал, что такое решение было оправдано, поскольку с момента начала эксплуатации труб до сегодняшнего дня не было ни одной отбраковки трубы по причине плохого состояния внутреннего (ниппельного) упорного торца. Ещё одна задача, успешно решённая специалистами «Инвестгеосервис» заключалась в необходимости установки внутриколонного фильтра при бурении компоновками, включающими в свой состав высокотехнологичное забойное оборудование (РУС, телесистемы и приборы каротажей в процессе бурения). Как известно, внутриколонный фильтр ставится в муфтовую часть замка бурильной трубы и фиксируется за счёт посадочного кольца, которое садится в зазор между носиком ниппеля и проточкой муфты на стандартных соединениях (API/ГОСТ). В двухупорных соединениях этот зазор отсутствует, поскольку вместо него там расположен второй упорный торец. В качестве решения этой задачи были изготовлены комплекты защитного переводника верхнего привода и сменного посадочного кольца фильтра, причём носик двухупорного соединения был укорочен на толщину кольца (см. Рисунок 8). В итоге одновременно обеспечивалось надёжное крепление фильтра в трубе и сохранялись неизменными высокие моментные характеристики верхнего соединения бурильной колонны. www.rogtecmagazine.com

The VX-50 joint was selected for SBT-127*9,19mm size pipe, as it ensures the increase of make-up torque by 96% compared to a standard NC-50 joint and increasing the internal drift diameter by 7%. For a pipe of 102*8.38mm size, it is necessary to ensure increased internal drift diameter of the box-and-pin joint in order to reduce the hydraulic pressure resistance as well as maintaining the necessary rate of make-up torque. Compared with the NC-40 joint, the VX-39 joint made it possible to increase the internal diameter of the joint by 34% with a simultaneous increase of make-up torque by 10% and reduction of the external diameter of the joint up to 127mm. More detailed comparison of characteristics are presented in Table 1.

In order to reduce the wear on the external surface of the joint and the walls of the casing, which is caused by prolonged drill string rotation in the well, the drilling string was ordered and shipped with hard banding at the tool joint.

Lining the drill pipes with an internal plastic coating (IPC) ensured a slight decrease in hydraulic pressure resistance and most importantly, protected the internal surface of pipes from corrosion while they were out of the well.

All the drill pipes were manufactured in accordance with API 5DP, with additional requirements of PSL 3, including the impact tests at a temperature of -20 {1>°<1} c (for comparison, the usual pipe, without the additional requirements, is impact-tested at room temperature).

Such hardy drill pipes are best suited for operations under the low temperature conditions of the fields above the Arctic Circle.

It is worth noting that for carefree operation of premium drill pipe with high-torque double-shouldered joints, refitting the setbacks of the drilling rig is required. One should be aware that the standard cover for the setbacks is made of sheet steel with notches, while the drill pipe in the stand, set by the nipple on such a cover that it may leave marks on the surface of the stop face of the drillpipe nipple because of its high weight. After some time, such an operation may lead to the damage of the stop face, which will require re-facing or repair. To reduce the probability of damaging the drill-pipe nipple and to extend the drill-pipe overhaul intervals, the surface of setbacks on the mentioned drilling rigs were covered with boards made of solid wood with additional shock absorbers made of rubber.

Operational experience has shown that this decision was justified, because from the start of handling the pipes and up to now, there was no rejection of pipe due to poor condition of the internal drill-pipe thread and nipple.

Another challenge, which was successfully resolved by specialists from Investgeoservice, is a necessity to install a drill pipe screen while using drilling tools, including

ROGTEC 27

БУРЕНИЕ high-tech drilling equipment (RSS, measurement-whiledrilling (MWD) and logging while drilling (LWD)). As it is known, the drill pipe screen should be placed on coupling of the drill pipe tool joint and fixed by a landing ring, which sits in gap Рисунок 8. Укороченный переводник верхнего привода и новое кольцо фильтра between the nipple spout Figure 8. Shortened Top-Drive Adapter and New Filter Pin and the groove coupling, in standard connectors

(API/GOST).

In double-shouldered joints this clearance is Шаблонирование бурильных труб с внутренним absent, as a second stop face is located there instead. полимерным покрытием производилось специальным Sets of protective top-drive adapters and removable проходным нейлоновым шаблоном (см. Рисунок 9) landing filter rings were manufactured as a solution to this с целью сохранения внутреннего покрытия от problem and the spout of the double-shouldered joint was повреждений (в сравнении с использованием shortened by the thickness of the rings (see Figure 8). As повсеместно применяемых стальных проходных a result, a secure mounting of the screen, within the pipe, шаблонов). was provided and the high torque characteristics of upper joint of the drill string remained unchanged.

The callipering of drill pipes with internal polymer coating was performed by the use of a special nylon drift gage (see Figure 9) in order to keep the internal lining from damaging (compared to the usage of universally applicable drift diameter gages made of steel). Рисунок 9. Внутреннее пластиковое покрытие СБТ и нейлоновые проходные шаблоны Figure 9. Internal Surface of SBT and Nylon Drift Diameter Gages

Применение компоновок, включающих бурильные трубы с соединениями VX, позволило решить следующие задачи: • Снижение суммарных гидравлических потерь в трубах и кольцевом пространстве на величину 20-40%,т.е. появилась возможность на 20-40% увеличить гидравлическую мощность на долоте и гидравлическую ударную силу, для оптимизации показателей бурения; • Поддерживать ЭЦП в безопасном коридоре значений за счёт уменьшения диаметра замковых соединений, что в свою очередь позволило: • Минимизировать риски осыпей/обвалов; • Минимизировать риски дифференциального прихвата; • Минимизировать риски поглощения в высокопроницаемых пластах.

• Улучшить качество очистки в верхних интервалах за счет увеличения диаметра бурильных труб с СБТ 140 до СБТ-149 (выше скорость восходящего потока в кольцевом пространстве).

• Прочность бурильной колонны по телу трубы

28 ROGTEC

Using assemblies including the drill pipes with VX joints enabled a solution to the following issues: • Reduction in the total hydraulic pressure losses in pipes and drill-pipe annulus by 20 - 40%, i.e. the opportunity to increase the hydraulic power on drill bit and the hydraulic shock force by 20 - 40%, in order to optimize the drilling performance indicators; • Maintaining the annulus pressure values within a safe operating window, at the expense of a reduction of the diameters of the box-and-pin joints, which enabled the following: • Minimization of risks of the well collapses; • Minimization of risks of differential sticking; • Minimization of risks of mud loss in the high- permeability formations.

• Improving the cleaning quality in the upper sections by increasing the drill pipe diameter from SBT-140 to SBT 149 (augment the rate of upstream speed in annulus); • The strength of drill string throughout the pipe body remains the same despite the reduction of wall thickness (the project stipulates the use of 139.7mm drilling tool with wall thickness of 10.6mm); • In the second-generation double-shouldered joint thread, the loads are distributed more evenly along the length of threaded joint, so it reduces the probability of breaking the joint pin in emergency situations; • Improving the cleaning quality in the middle and lower ranges at the expense of the annulus pressure and www.rogtecmagazine.com

DRILLING остаётся прежней, несмотря на уменьшение толщины стенки (проектом предусмотрено использование бурильного инструмента 139.7мм с толщиной стенки 10.54мм); • В резьбе двухупорного замкового соединения второго поколения нагрузки распределены более равномерно по длине резьбового соединения, поэтому уменьшится вероятность слома ниппеля при возникновении нештатных ситуаций; • Улучшить качество очистки в средних и нижних интервалах за счет снижения ЭЦП и увеличения объёма прокачиваемого раствора ввиду уменьшенного диаметра замков.

• Выше момент свинчивания, что дает дополнительный запас при бурении скважины с высокими значениями крутящего момента на верхнем приводе; • Минимизировать крутящий момент за счёт снижения боковых усилий.

• Снижение затрат непроизводительного времени и снижение стоимости проекта за счёт уменьшения количества проработок, дополнительных промывок и отсутствия прихватов, а соответственно и затрат на их ликвидацию. Опыт инженерной группы компании ЗАО «Инвестгеосервис», грамотное планирование процесса бурения и правильный выбор инструментов и оборудования для бурения и крепления позволили успешно реализовать проекты бурения трёх ERD скважин на Юрхаровском месторождении.

Геомеханическое сопровождение

Прежде чем приступить к разработке проекта, особое внимание было уделено оценке рисков и определению путей и решений их предупреждения. Как уже было отмечено, устойчивость ствола скважин с большим отходом представляла серьезную проблему при бурении, в особенности при бурении с высокими зенитными углами через глинистые интервалы. В условиях Юрхаровского месторождения дополнительно существуют специфические проблемы, связанные с устойчивостью ствола: • Истощение продуктивных пластов и снижение пластового давления, которые способствуют снижению давления гидроразрыва и поглощения бурового раствора; • Наличие нестабильных глинистых интервалов, в особенности интервала «шоколадных глин». Наличие одновременно обеих особенностей существенно сузило безопасное окно бурового раствора и сделало существенным (с точки зрения устойчивости стенок) изменение плотности бурового раствора даже в 0.01г/см3. www.rogtecmagazine.com

the increase of pumped solution because of the smaller diameter of joints; • Higher make-up torque, which generates additional reserves for drilling the well with high values of torque on the upper drive; • Minimization of torque at the expense of reducing lateral efforts; • Lower cost of non-productive time and reduction of project costs due to decrease in the number of handlings, additional leaching and lack of sticking and therefore the costs of their replacement.

Thus the experience of Investgeoservice CJSC engineering group of companies, proper planning of the drilling processes and proper selection of drilling tools, pipe and equipment made it possible to successfully implement the project of drilling three ERD wells at the Yurkhar field.

Geo-mechanical Support

Prior to developing the project, special attention was paid to the project risk assessment and identification of the varies ways and solutions for their prevention.

As it has already been noted, the sustainability of extended reach wellbore presented a serious problem during the drilling operations, especially while drilling with high zenith angles through the shale sections. At the Yurkhar field, there are specific problems related to the stability of the borehole: • Depletion of the producing beds and a decrease the of reservoir pressure contribute to the fracture gradient reduction and lost drilling mud; • Unstable shale sections, in particular the «chocolate clay» sections.

The presence of both those particular cases drastically narrowed the safe mud weight window and assigned significance (in terms of wall sustainability) to the changes in the drilling mud density, even for 0.01g/cm3.

The combined chart of pressure gradients based on the preliminary drilling geo-technical model of one of the project wells is shown in Figure 10.

The above figure gives a good view of pressure gradient changes depending on the depth. It is visible, how the fracture and wall collapse gradients change in one of the points depending on the values of the azimuth and zenith angles. The zenith angle changes have the strongest impact, when, at zero degrees, the safe window between the gradients of borehole walls collapse and fracturing is maximum; but with increase of the zenith angle up to 90 degrees, a narrowing of its borders takes place, up to and almost a complete disappearance of the safe window. This is due to the significantly higher accident

ROGTEC 29

БУРЕНИЕ На Рисунке 10 показан совмещённый график градиентов давлений на основании предбурового геомеханического моделирования одной из планируемых скважин. На этом графике видно как изменяются градиенты давлений с глубиной. Также видно, как в одной из точек изменяются градиенты гидроразрыва и обрушения стенок скважины, в зависимости от значений азимутального и зенитного углов. Наибольшее влияние имеет изменение зенитного угла, где при нулевом градусе безопасное окно между градиентами обрушения Рисунок 10. Предбуровой расчёт устойчивости одной из соседних скважин стенок скважины и гидроразрыва максимально, Figure 10. Preliminary stability calculation regarding one of the neighboring wells но с увеличением зенитного угла до девяноста градусов rate at drilling horizontal wells in comparison with the происходит смыкание этих границ до практически directionally-controlled wells. There is also the impact of полного исчезновения безопасной области. Этим azimuth angle on the path’s position in space, delineated объясняется значительно более высокая аварийность by the value of the safe window between gradients of при бурении горизонтальных скважин по сравнению fracturing and wall collapse. с наклонно-направленными. Также присутствует влияние азимутального угла положения траектории One of the key solutions consists in application of geoв пространстве на величину безопасного окна между mechanics prior to drilling and in real time mode. The use градиентами гидроразрыва и обрушения пород. of a geo-mechanical model at planning stage enabled identification of «difficult» sections and safe limits of Одним из ключевых решений стало использование equivalent circulating density, which served as a basis for геомеханики перед бурением и в реальном making and choosing solutions and technologies. To get времени. Геомеханическая модель на этапе the most accurate values on the safe limits of equivalent планирования позволила определить «трудные» circulating density, the geo-mechanical model was интервалы и безопасные границы эквивалентной updated in real-time mode, based on logging carried out циркуляционной плотности, на основании которых in the BHA during the drilling operations via the use of осуществлялся выбор решений и технологий. Для geophysical research tools (GIS). Based on the equivalent получения наиболее точных значений безопасных circulating density (ECD) data measured by a bottom hole границ эквивалентной циркуляционной плотности pressure sensor, drilling modes were selected to ensure геомеханическая модель обновлялась в реальном adherence to the established safe limits. времени на основании каротажей осуществляемых приборами геофизических исследований (ГИС) In order to ensure the safety of drilling within each section, в КНБК во время бурения. На основании данных a special formula of drilling mud was selected to provide замера эквивалентной циркуляционной плотности acceptable values of ECD and low friction ratios. Based (ЭЦП) датчика забойного давления выбирались on the results of this modeling, the drilling and wash-out режимы бурения, обеспечивающие соблюдение modes, rate of tripping and of direct/back reaming, as установленных безопасных лимитов. Для обеспечения well as the speed of running the casing strings and liners безаварийности проводки интервала была were selected. For trouble-free drilling at the preliminary специально подобрана рецептура бурового раствора, modeling stage, the mechanical properties models (MPM) обеспечивающая приемлемые значения ЭЦП и низкие

30 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING коэффициенты трения. На основании полученных результатов моделирования подбирались режимы бурения и промывок, скорость СПО и прямых/ обратных проработок, а также скорости спуска обсадных колонн и хвостовиков. В целях безаварийного бурения на этапе предбурового моделирования были получены модели механических свойств (ММС) и произведен расчет устойчивости стенок скважины (РУСС) для трех планируемых скважин. Данными для построения ММС и РУСС служили синтетические каротажные кривые, перенесенные с опорных скважин, данные о пластовом давлении, результаты тестирования образцов керна с ранее пробуренных скважин. Основной целью расчета устойчивого состояния ствола скважины для плановой траектории является определение границ эквивалентной плотности бурового раствора, знание которых позволяет избежать проблем с устойчивостью ствола скважины. В ходе этого исследования производится расчёт градиента разрыва пород, градиента обрушения, расчёт и калибровка упругих свойств пород в околоскважинном пространстве и расчёт устойчивости стенок скважин с целью определения безопасного окна удельного веса бурового раствора, определения рисков, связанных с нестабильностью ствола скважины. Имеющиеся данные каротажа позволили провести детальный расчет устойчивости стенок скважины. Приборы каротажа, используемые в КНБК, позволили провести дальнейшую проверку построенной модели. Проверка проводилась на основе сопоставления результатов расчета с записью кавернометрии (и сравнение до и после СПО). Также в ходе бурения был осуществлен расширенный тест на разрыв прибашмачной зоны скважины (extended leak-off test - ELOT), позволивший откалибровать модель устойчивости. Для выполнения поставленных целей были решены следующие задачи: ✓ Аудит исходных данных; ✓ Расчет и калибровка механических свойств и прочности пород для опорных скважин; ✓ Расчет и калибровка напряжений опорных скважин; ✓ Расчет устойчивости ствола для опорных скважин; ✓ Перенос упруго-прочностных свойств на траектории планируемых скважин; ✓ Выводы и рекомендации для бурения. В силу достаточно узкого безопасного окна эквивалентной циркуляционной плотности и наличия высоких рисков, связанных с устойчивостью ствола скважины, была выявлена необходимость обновления www.rogtecmagazine.com

were obtained and the calculation for the borehole wall stability (CBWS) was carried out for three projected wells.

The synthetic well-logging curves transferred from the key wells, the reservoir pressure data and the test results of the core samples taken from previously drilled wells, all served as data for building the MPM and CBWS models.

The main purpose of the borehole stability calculation for the designed wellbore is to define the limits of the equivalent mud weight, the awareness of which will allow one to avoid problems with wellbore stability. In the course of this survey, the calculation of the fracture and collapse gradients, calculation and calibration of the elastic properties of the rocks in the borehole environment and the calculation of the wellbore wall stability to determine the safe windows of the specific gravity of the drilling mud, as well as identification of the risks associated with borehole instability were determined.

The available logging data was enough to carry out detailed calculations on the borehole wall stability. The logging tools used in the BHA allowed further validation of the constructed model. The validation was carried out on the basis of the comparison of the calculation results from the caliper measurement records (before and after tripping). Moreover, an extended leak-off test (ELOT) was carried out during drilling operations in the casing shoe area, which allowed the calibration of the stability model.

The following tasks were resolved to achieve the target goals: • Initial data audit; • Calculation and calibration of the mechanical properties and the hardness of rocks for the key wells; • Calculation and calibration of the key well stresses on the bearing drilling string • Calculation on borehole stability as regards to the key wells; • Transfer of elasticity and strength properties for the designed wellbores; • Conclusions and recommendations on drilling Because of the narrow window regarding the equivalent circulating density and high risks associated with the wellbore sustainability, the necessity to renew the calculations under the geo-mechanical model in a real time mode and to monitor the operating parameters of the drilling operations within the calculated limits was made evident. Based on the preliminary calculations of the wellbore wall stability, the safe boundaries of the mud weight parameters were identified and a set of engineering technologies required for this calculation were selected, for which purpose the GIS bottom hole assembly in the BHA was furnished with additional broadband acoustic (BALD) density (GGK-p) and neutron (NL) logging tools. Based on the data transmitted to the surface from the BALD, GGK-p

ROGTEC 31



 





БУРЕНИЕ

     

  Проходка, м

     

При бурении

4850

4850

Момент, кНм, kNm ЭЦП/УВ/ЭСП, г/см3 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90100 1.200 1.700 4850 4850

4950

4950

4950

4950

5050

5050

5050

5050

Гамма каротаж, gAPI

0 50 100150





0 10 20 30 40 50

5150

5150

5150

5250

5250

5250

5250

5350

5350

5350

5350

5450

5450

5450

5450

5550

5550

5550

5550

  

Вес на крюке, тонн

Момент, кNm Проработка №3



5250

5350

момент над забоем

5450

Калибровка датчиков веса

5750

5750

5750

5750

5750

Нагрузка на долото

Калибровка датчиков веса

5550

5650

Нагрузка на долото, атм Проходка

Скорость блока, м/ч Проработка №2

5150

5650

20

Вес на крюке, тонн Проработка №3

5050

момент на забое

5650

0



4950

5650

5850

Вес на крюке, тонн Проработка №2

4850

5650

Гамма каротаж



     

  

50 70 90 110 130 150 170 190

Момент, кNm Проработка №2 ввод смазки EMI 1017

5150

5850







0.05 0.1 0.150.2 0.25

5850

5850

150

200

250

Давление на стояке, атм

ЭСП мин / ESD min ЭСП макс /ESD мах ЭЦП/ECD УВ/MW

oo oe CH 

Момент. kNm

oo oe CH 

5850

eoe  ceC H cpeC H ceC H cpeC H ceC H cpeC H

0 0.1 0.2 0.3 0.1 0.2 0.3

Рисунок 11. Применение сервиса Геомеханики в реальном времени, повышенный контроль состояния ствола Figure 11. Real-Time Geomechanics Service Application and Tightened Borehole Condition Control

расчёта геомеханической модели в реальном времени и контроля за обеспечением рабочих параметров бурения в рамках рассчитанных границ. На основании предбуровых расчётов устойчивости стенок стволов скважин были определены пределы безопасного окна бурения и выбран комплекс инженерных технологий, необходимых для этого расчёта, для чего в состав забойного комплекса ГИС КНБК были включены прибор акустического широкополосного каротажа (АКШ) и прибор плотностного (ГГК-п) и нейтронного (НК) каротажей. По данным АКШ, ГГк-П и НК, поступающих на поверхность в режиме реального времени, рассчитывались упругие и прочностные свойства разбуриваемых пород, на основании которых производился непрерывный расчёт устойчивости стенок скважины в режиме реального времени (см. Рисунок 11, а также Рисунки 19.А – 19.Г).

and NL tools in real time mode, the elasticity and strength properties of the formation were calculated. Based on which, a continuous calculation of the wellbore wall stability was conducted in real time (see Figure 11).

В процессе бурения командой геомехаников производился мониторинг и контроль следующих основных параметров: • Обновление модели стабильности ствола скважины в режиме реального времени; • Оптимизация удельного веса и реологии бурового раствора на основании результатов расчёта геомеханики; • Мониторинг и анализ механических параметров

As a result of the reliable information received, in real time, the maximum control over the wellbore conditions was successful and the most effective selection of the modes and other various drilling operations were ensured and optimized as well. As a result, the Operator managed to cut some of the previously planned tripping operations while retaining the high quality of borehole and managing to increase the rate of penetration (ROP) by 30% compared with the planned drilling program.

32 ROGTEC

During the drilling operations, a team of geo-mechanical engineers carried out the monitoring and control over the following basic parameters: • Renewal of wellbore stability model in a real time; • Optimization of specific weight and rheology of the drilling mud based on the geo-mechanic calculation results; • Monitoring and analysis of mechanical drilling parameters; • Monitoring and provision of the recommendations on the drilling optimization and trips; • Monitoring of wellbore conditions.

www.rogtecmagazine.com

DRILLING бурения; • Мониторинг и выдача рекомендаций по оптимизации режимов бурения и спускоподъёмных операций; • Мониторинг состояния ствола скважины. В результате получения достоверной информации в режиме реального времени удалось осуществить максимальный контроль за состоянием ствола скважины и обеспечить максимально эффективный выбор режимов и других операций при бурении. В результате, удалось отказаться от ряда запланированных ранее СПО при сохранении высокого качества ствола и повысить механическую скорость проходки на 30% по сравнению с плановыми скоростями бурения.

Unique Set of Well Construction Technologies

At the planning stage, special attention had already been paid to the proper selection of drilling technologies. The techniques used for development of the drilling system at the Yurkhar field were based on carefully detailed planning and modeling of the borehole and sub-soil conditions, as well as the evaluation of the results by combining all of the different technologies. The appropriateness of the drilling system (see Figure 12) for achieving effective results should not be underestimated, because many operational conditions, such as the wellbore stability, do not allow for a trial-and-error situation, as any negative outcome would have had an impact on achieving the desired results and in some cases – on the overall well construction [9].

Уникальный набор технологий при строительстве скважин

Еще на стадии планирования особое внимание было уделено выбору правильной технологии бурения. Методы, использованные для разработки системы бурения на Юрхаровском месторождении, были основаны на тщательном и детальном планировании, моделировании скважинных и наземных условий и оценке результатов сочетания различных технологий. Использование системы бурения (см. Рисунок 12) для получения эффективных результатов нельзя недооценить, поскольку многие операционные условия, такие как стабильность ствола скважины, не позволяют использовать метод проб и ошибок, т.к. в случае негативных воздействий результаты будут влиять на достижение целей строительства секций и в отдельных случаях скважины в целом [9].

Drilling Equipment

Drilling Fluids

Techniques

ERD Well

Path

Drilling String Steel drill pipe with premium threaded connectors Completion Systems for Drilling and Side-tracking

Borehole Stability

BHA

Telemetry and Logging Tools Measurements of the well, evaluating the reservoir, & optimizing drilling performance

Mud Systems Cost-effective solutions for the complete range of muds & cuttings

Drilling Bits Wear-resisting bits for drilling various formations whilst maintaining ROP efficiency

RSS Accurate steering control over the well’s placement - from the well head to target depth

Figure 12. Rotary Steering System (RSS)

BHA

Currently, the proposed Rotary Steering Systems (RSS) are the best choice for ERD well drilling, as they provide directional drilling with continuous rotation of drilling string, i.e. they provide conditions for effective cuttings removal that minimize the risks of the BHA sticking.

RSS (see Figure 13) allows for the control of the borehole deviation in all three planes during drill string rotation. To change the drilling direction, this unique tool has drillpowered arms pushing off from the formation being drilled whilst the drill string is rotated. Technologically, this tool may be used independently or in combination with telemetry and logging tools providing a real-time communication with surface during the drilling works (MWD/LWD). The system consists of two main components: • Diverter Node & • Control Node

Рисунок 12. Роторная управляемая система (РУС)

КНБК

В настоящее время предлагаемые роторные управляемые системы (РУС) являются оптимальным вариантом для бурения скважин БОВ, так как они обеспечивают направленное бурение при непрерывном вращении бурильной колонны, т.е. www.rogtecmagazine.com

The Diverter Node is located immediately above the bit and represents a solid mechanical structure including three drillpowered arms and a hydraulic control system. The arms can be actuated by turning a valve, which selectively directs the high-pressure mud into each of drives in the order of their rotation. The angular position of the turning valve, compared to the body of diverter node, determines which of the starters are under load against the rocks.

ROGTEC 33

БУРЕНИЕ создают условия для эффективного выноса шлама, что позволяет минимизировать риски прихвата КНБК. Роторная управляемая система (см. Рисунок 13) позволяет управлять отклонением ствола в трехмерном пространстве во время вращения бурильной колонны. Для изменения направления бурения в этом уникальном инструменте служат приводимые в действие буровым раствором упоры, которые во время вращения бурильной колонны отталкиваются от разбуриваемой породы. Технологически инструмент может использоваться самостоятельно, или в компоновке с инструментами телеметрии и каротажа непосредственно во время бурения (MWD/LWD), обеспечивающими связь с поверхностью в реальном времени. Система состоит из двух главных узлов: • Узел Отклонителя • Узел Управления Узел Отклонителя размещен непосредственно над долотом и представляет собой прочную механическую конструкцию, включающую три упора, активируемых буровым раствором, и систему их гидравлического управления. Упоры приводятся в действие поворотным клапаном, который выборочно направляет буровой раствор под высоким давлением в каждый из приводов упоров в очередности своего вращения. Угловая позиция этого поворотного клапана по отношению к корпусу узла отклонителя определяет какой именно из пускателей испытывает нагрузку от горной породы.

Узел Управления сочленен с узлом отклонителя и предназначен для управления систем, выполняющих отклонение долота. Он состоит из гироскопически стабилизированной платформы для бортовой электроники и датчиков, и свободно вращающихся импеллеров, установленных на торцах узла и приводимых в движение буровым раствором. Платформа смонтирована на подшипниках внутри специально сконструированной УБТ. Эти подшипники допускают только одну степень свободы поворота платформы при вращении колонны относительно УБТ. При этом УБТ также связана крутящим моментом через приводную муфту с поворотным клапаном узла отклонения и контролирует его угловое положение, которое в свою очередь определяет угол отклонения долота. Воздействие потока бурового раствора, проходящего через импеллеры, используется для вращения узла управления относительно УБТ. Передача вращательного момента от импеллеров к платформе управляется посредством изменения электрического сопротивления генераторной обмотки, установленной в узле управления в качестве источника постоянной

34 ROGTEC

Подшипник Bearing Импеллер Impeller

Стабилизирующая турбина Torquer (clockwise)

5.2ft

Охранный кожух Pressure Case

Вибрация Vibration

Стабилизирующая турбина Torquer (counter-clockwise) Импеллер Impeller

Угол и азимут Inclination & azimuth

Подшипник Bearing Управляющий вал Control shaft

12.5ft

8.1ft Узел отклонителя Bias Unit

7.2 ft

Рисунок 13. Роторная управляемая система (РУС) Figure 13. Rotary Steerable System (RSS)

The Control Node is connected with the Diverter node and is intended to manage the system’s performance for the deviating the drill bit. It consists of a gyroscopically stabilized platform with on-board electronics and sensors, freely rotating impellers, installed at the bearing face and powered by the drilling mud. The platform is mounted on bearings inside a specially designed drill collar. These bearings provide only one degree of freedom in turning the platform during column rotation around the drill collar. At the same time, the drill collar is connected with a torque drive through the drive tool joint for turning the valve of the diverter node, and controls its angular position, which determines, in turn, the deviation angle of the drill bit.

The impact of drilling mud flow passing through impellers is used to rotate the control node around the drill collar. www.rogtecmagazine.com

DRILLING магнитной силы, в процессе вращения импеллеров. Положительный и отрицательный эффективный крутящий момент достигается путем вращения импеллеров в противоположном направлении. Во время вращения узла управления относительно УБТ осуществляется привод на упоры. Работа генератора подает электропитание на бортовые системы. Узел управления оснащен акселерометрами и магнитометрами, позволяющими определять угол и азимут продольной оси платформы узла управления, тем самым определяя направление подачи долота. Фиксация узла управления при постоянном угле наклона приводит к максимальному отклонению в определенном направлении относительно верхнего положения отклонителя или магнитного севера. Уменьшение скорости отклонения производится через команду, приводящую к вращению Узла Управления в специальном режиме. Во время бурения настройки инструмента можно изменять посредством изменения подачи раствора, как правило, в пределах 20% от заданной величины. Такая возможность обеспечивает продолжение бурения при наличии канала связи с прибором. Во время этого процесса узел управления воспринимает телеметрические команды путем мониторинга изменений крутящего момента верхнего импеллера и выбирает из заранее заданного диапазона моментов такую величину, которая требуется для достижения требуемого отклонения. Двусторонняя связь обеспечивается посредством системы MWD через импульсную систему передачи между узлами.

C началом каждого цикла нагнетания раствора устройство передаёт управляющий сигнал, а также замеряемые данные (угол, азимут, общее значение гравитационного поля Земли, код состояния, магнитное поле). В режиме бурения данные от привода включают угол, азимут и код состояния прибора, подтверждающий текущие настройки инструмента, а также хорошее качество приема информации. При бурении рассматриваемых скважин Роторноуправляемые системы использовались при бурении следующих секций: 311.1мм под 244.5мм эксплуатационную колонну, 215.9 мм под 177.8 мм потайную колонну и 155.6мм под 127мм хвостовики. Для достижения наилучших показателей эффективности бурения, контроля режимов бурения в режиме реального времени и получения данных для проводки скважины были использованы ключевые технологии наклонно-направленного бурения и измерений в процессе бурения (см. Рисунок 14), включая широкополосный акустический каротаж, высокоскоростную телеметрию, www.rogtecmagazine.com

The torque transfer from impellers to platform is regulated by electrical resistance changes in the generator installed in the control node as a source of permanent magnetic force during the impeller’s rotation. The positive and negative effective torque is achieved by rotating the impellers in the opposite direction. During the rotation of the control node around the drill collar, an arm actuation takes place. Generator delivers power to the on-board system. The control node is equipped with accelerometers and magnetometers; it allows determining the angle and azimuth of the longitudinal axis of the control node platform, thereby defining the bit feeding direction.

The control node fixed at a constant angle leads to the maximum deviation in the specific direction relative to the top position of the diverter or magnetic north. The reduction of the deviation rates should be done by order, resulting in a rotation of the control node in a special mode.

During the drilling operations, tool settings may be configured by changing the mud flow rates, usually within 20 % of the specified value. Such an opportunity ensures the continuation of drilling operations, if a communication channel with the tool is available. During this process, the control node perceives the telemetry orders by monitoring the changes of upper impeller torque and selects from a specified range of torque values one that is required to achieve the required deviation. Two-way communication is provided by the use of the MWD system through the impulse transmission system between the nodes. With commencement of each mud injection cycle, the device transmits the control signal, as well as the measured data (angle, azimuth, the total value of the earth’s gravitational field, magnetic field and status code). In the drilling mode, data received from the driver includes angle, azimuth and status code of device, confirming the current configuration of tool and the good quality of data reception.

When drilling the wells in question, rotary steering systems were used on drilling the following sections: 311.1mm under 244.5mm production string, 215.9mm under 177.8mm tieback string, and 155.6mm under 127mm liner.

To achieve the best performance indicators and drilling efficiency, to conduct real-time control over the drilling modes and to provide data for targeting the well, key directionally-controlled drilling and measurement technologies were applied (see Figure 14), including the broadband acoustic logging, high-speed telemetry, multifunctional logging tools with neutron porosity, density, resistance profiles in combination with the controlled rotary systems and PDC bits. Several new technologies were applied to conduct measurements and logging during drilling, amongst them a new generation of instrumentation and telemetry tools for logging the formation pressures that were used for the first time on Russia’s mainland.

ROGTEC 35

БУРЕНИЕ РУО + СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЕ ДОБАВКИ OBM + Special Additive

ГЕОМЕХАНИКА GEOMECHANICS

Моделирование Modelling

• Высокая стабильность стенок скважины • High stability of well bore walls • Высокая стабильность раствора • High stability of drilling mug • Высокое качество первичного вскрытия • High quality of initial opening-up • Низкая реология • Low theology • Низкая вероятность осложнений • Low probability of complexities снижение коэффициента трения до 30% Reduction of friction ratio to 30 percent

• Создание карты рисков при бурении (DrillMap) • Compilliation of drill map • Расчёт безопасного диапазона значений плотности БР • Calculation of safe mud weight window • Мониторинг в реальном времени • Real-time monitoring

• Моделирование забойных вибраций • Downhole vibration modelling • Гидравлические расчеты • Calculation of safe mud weight window • Механические свойства пород • Mechanic properties of rocks

Нейтронный каротаж. зонд Neutron logging sonde

Нейтронный каротаж. зонд Acoustic logging

• Нейтронная пористость • Neutron porosity • Азимутальная плотность • Azimuthal density • УК каверномер • Caliper

• Широкополостной аккустический каротаж • Broadband acoustic logging

Телеметрия Telemetry

• Контроль скважинных условий бурения • Control over drilling borehole conditions • Инклинометрия • Directional survey • Гамма-каротаж • Gamma ray logging

• Расчет упруго-прочностных свойства пород • Calculation of elasticity and strength properties • Расчет геологических напряжений в околоскважинном пространстве • Calculation of geological strains in the borehole environment • Расчет устойчивости стенок скважины • Calculation of borehole wall stability

Рисунок 14. Наполнение КНБК приборами MWD / LWD

многофункциональные приборы каротажа нейтронной пористости, плотности, имиджей сопротивлений в сочетании с роторными управляемыми системами и долотами PDC. Применены несколько новых технологий измерений и каротажа в процессе бурения, среди которых новое поколение приборов телеметрии и приборы каротажа пластовых давлений были использованы впервые на проектах материковой части России. Приборы успешно справились с поставленными задачами. Ниже приводится список основных преимуществ РУС в сравнении с ВЗД на примере пробуренных скважин: ✓ Улучшенная динамика работы бурильной колонны (отсутствие проблем с передачей нагрузки на долото); ✓ Повышенная скорость проходки; ✓ Улучшенная очистка ствола (частота вращения с минимум 140 мин-1); ✓ Меньше рисков возникновения прихватов бурильной колонны; ✓ Улучшенное качество ствола за счет

36 ROGTEC

Многофункциональн ый прибор каротажа сопротивлений Multifunctional resistivity logging tool • Контроль ЭЦП • ECD control • Удельное электрическое сопротивление • Specific electric resistance • Затрубное давление • Annulus pressure • Гамма-каротаж • Gamma ray logging

РУС CPS

• Высокоэффективное бурение прямых и наклонно-направленных участков • Efficient drilling of straight and directional sections • Эффективная очистка ствола скважины • Effective wellbore cleaning • Возможность обратной проработки • Possibility of back reaming

Долото PDC PDC Bit • Мин. рейсов • Min. runs • Макс. МСП • Max IWP • Управл • Control

Figure 14. Equipping BHA with MWD/LWD Tools

These devices have successfully coped with the assigned tasks. Below is a list of the main advantages of RSS in comparison with DDM, as exemplified by drilled wells: • Improved dynamics of drill string operations (no problems with the load transfer to bit); • Increased rate of penetration; • Improved cleaning of borehole (rotating frequency 140 min-1 minimum); • Less risk of sticking the drill string; • Improved quality of the borehole due to the reduction of micro-tortuosity (successful descent of production casing string); • Time savings.

This article will continue in the March edition of ROGTEC Magazine. уменьшение микроизвилистости (успешный спуск эксплуатационной обсадной колонны); ✓ Экономия времени. С продолжением данной статьи вы сможете ознакомиться в Мартовском выпуске ROGTEC 2016 года. www.rogtecmagazine.com

DRILLING

Ссылки и список литературы

1. Официальный сайт OAO «НОВАТЭК» http://novatek.ru/ 2. Официальный сайт ЗAO «Инвестгеосервис» http://ingeos.ru/ 3. Официальный сайт ОАО НПО «БТ-ВНИИБТ» http://www.vniibt.ru/ 4. Официальный сайт «K&M Technology Group» http://www.kmtechnology.com/ 5. Официальный сайт компании «Schlumberger» http://www.slb.com/ 6. Туктаров Д.Х., Корчагин П.Н., Охотников А.Б. ООО «Смит Продакшн Технолоджи». Пути оптимизации гидравлики бурения глубоких скважин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» –2011– №1.

7. Шокарев И.В., Гулов А.Р., Власовец Е.Н., Сулейманов Р.Н. ООО «Интегра-Бурение»; Вялов В.В. ООО «НОВАТЭКЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»; Глебов Е.В. ОАО «НОВАТЭК» – Строительство рекордной многоствольной скважины с большим отходом от вертикали в акватории Тазовской губы. // Нефть.Газ.Новации. – 2011г. – №12.

8. Вахрушев А.В.«Vallourec»; Жлудов А.В., Гулов А.Р., Чуцков С.П. ЗАО «Инвестгеосервис». Опыт применения высокомоментных резьбовых соединений бурильных труб VAM Express группой компаний «Инвестгеосервис» // доклад на международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин 2015», «Черноморские нефтегазовые конференции», Анапа, 21 по 26 сентября.

9. Глебов Е.В., Шокарев И.В. и др. ОАО «НОВАТЭК»; Гулов А.Р., Жлудов А.В. ЗАО «Инвестгеосервис»; Четвериков Д.М., Дымов С.Ю., Яковлев А.В., Доброхлеб П.Ю., Петраков Ю.А., Гайнуллин М.А. и др.

«Schlumberger». Строительство рекордных скважин с большим отходом от вертикали в Ямальском регионе // статья SPE-171328 представлена на 2014 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, РФ, Москва, 14-16 Октября 2014.

10. Глебов Е.В. ОАО «НОВАТЭК»; Шокарев И.В. ООО «Интегра-Бурение»; Жлудов А.В. ООО «НЭУ»; Чимеребере О. Нквоча «Geopro Technology Limited»; Давид Кай «Tercel Oilfield».Технологии снижения коэффициента трения для спуска обсадной колонны в сложных скважинах с большим отходом от вертикали в Арктическом регионе России // статья SPE-149720 представлена на 2011 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, РФ, Москва, 17-18 Октября 2011.

11. Глебов Е.В., Шокарев И.В. ОАО «НОВАТЭК»; Гулов А.Р., Жлудов А.В. ЗАО «Инвестгеосервис»; Дымов С.Ю., Доброхлеб П.Ю., Крецул В., Задворнов Д.А., Кондарев В., Федотов А. «Schlumberger». Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в рамках кампании по строительству скважин с большим отходом от вертикали на Юрхаровском месторождении // статья SPE-176507 представлена на 2015 SPE Russian Petroleum Technology Conference, РФ, Москва, 26-28 Октября 2015. www.rogtecmagazine.com

Links and list of references

1. Official website of NOVATEK JSC http://novatek.ru/ 2. Official website of Investgeoservice CJSC http://ingeos.ru/ 3. Official website of PB VNIIBT JSC NGO http://www.vniibt.ru/ 4. Official website of K&M Technology Group http://www.kmtechnology.com/ 5. Official website of “Schlumberger” company http://slb.com/ 6. Tuktarov D.H., Korchagin P.N., Okhotnikov A.B. Smith Production Technology LLC. Ways of optimization of long holes drilling hydraulics // Scientific e-Journal “Neftegazovoe Delo”-2011- #1.

7. Shokarev I.V., Gulov A.R., Vlasovets E.N., Suleymanov R.N. Integra-Drilling LLC; Vyalov V.V. NOVATEK- YURKHAROVNEFTEGAS LLC; Glebov E.V. NOVATEK JSC – Construction of record-breaking multilateral ERD well in the Taz Estuary water area. // Oil&Gas Innovations. -2011 -#12.

8. Vakhrushev A.V. Vallourec; Zhludov A.V., Gulov A.R., Chutskov S.P. Investgeoservice CJSC. Experience of implementation of high-torque threaded joints of VAM Express drill pipes by “Investgeoservice” group company // Report for international applied research conference “Construction and servicing of wells 2015”, “The Black Sea Oil & Gas Summit”, Anapa, September 21 to 26.

9. Glebov E.V. Shokarev I.V. and others NOVATEK JSC; Gulov A.R., Zhludov A.V. “Investgeoservice” CJSC; Chetverikov D.M., Dymov S.U., Yakovlev A.V., Dobrokhleb P.U., Petrakov U.A., Gainullin M.A. and others “Schlumberger”. Construction of record-breaking multilateral ERD well in Yamal region // article SPE-171328 presented on 2014 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, Russian Federation, Moscow, October 14-16, 2014.

10. Glebov E.V. “NOVATEK” JSC; Shokarev I.V. “Integra-Drilling” LLC; Zhludov A.V. “NES” LLC; Chimerebere O. Nkwocha “Geopro Technology Limited”; David Kay “Tercel Oilfield”. Technology of reduction of down drag for casing running in ERD wells in Arctic region of Russia // article SPE-149720 presented during SPE Russia Oil & Gas Conference and Exhibition-2011, Russian Federation, Moscow, October 17-18, 2011.

11. Glebov E.V., Shokarev I.V. “NOVATEK” JSC; Gulov A.R., Zhludov A.V. Investgeoservice CJSC; Dymov S.U., Dobrokhleb P.U., Kretsul V., Zadvornov D.A., Kondarev V., Fedotov A. “Schlumberger”. New records for drilling and multilateral completion as part of campaign on construction of ERD wells in Yurkhar field // article of SPE-176507, presented during SPE Russian Petroleum Technology Conference-2015, Russian Federation, Moscow, October 26-28, 2015.

ROGTEC 37

БУРЕНИЕ

«Газпром нефть» запускает масштабную программу повышения эффективности бурения Gazprom Neft Launches an Ambitious Programme to Improve Drilling Efficiency 38 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING София Зорина, «Газпром нефть» Андрей Рагулин, вице-президент RLG International Inc. Артём Борисов, проектный менеджер RLG International Inc.

Технологичность — это не только использование суперсовременного оборудования и проведение ультрасложных операций. Это еще и наличие соответствующей культуры производства, позволяющей работать максимально эффективно. На достижение наилучших результатов при наименьших затратах направлена программа «Технический предел» в бурении, реализацию которой начинает «Газпром нефть» Сегодня корпорация «Тойота» - крупнейший автопроизводитель, а в середине прошлого века в отсталой, истощенной Второй мировой войной Японии компания едва сводила концы с концами. Путь от близкого банкротства до безусловного процветания «Тойоте» удалось пройти благодаря созданию новой производственной системы, основанной на национальной философии кайдзен*. О том, что такое кайдзен и как применять ее к любому аспекту бизнеса и жизни, написана масса трудов. На прагматичном Западе же из восточной философии вынесли главный принцип - непрерывного совершенствования процессов: производства, планирования, управления. Сегодня цикл постоянных улучшений внедряется во всех сферах деятельности в любой уважающей себя крупной компании, и нефтяная отрасль здесь не исключение. Принцип «Технического предела» при бурении скважин — этакий кайдзен в нефтедобыче — начал активно применяться мировыми лидерами отрасли еще в середине 1990-х. В его основе лежит стремление не просто сократить сроки бурения за счет точечных улучшений, а найти идеальную скважину с оптимальным соотношением цены и качества и с минимальными сроками бурения и стараться все скважины строить как идеальные. В нынешних условиях, когда цены на нефть заставляют использовать все возможные способы сэкономить, «Техпредел» становится универсальным инструментом, тем более эффективным, что в таком капиталоемком процессе, как бурение, около 70% затрат — временно-зависимые. И, соответственно, сокращение сроков бурения в большинстве случаев влечет за собой существенную экономию средств, повышение эффективности всей нефтедобычи. В «Газпром нефти» «Технический предел» — одна из важных составляющих технологической стратегии развития операций бурения и заканчивания скважин. Прогнозная оценка финансового результата от внедрения проекта во всех добывающих активах компании достигает внушительной цифры в 170 www.rogtecmagazine.com

Sofia Zorina, Gazprom Neft Andre Ragouline, Vice President, RLG International Inc. Artem Borisov, Project Manager, RLG International Inc.

Being technologically advanced is not just about using modern equipment and performing complex operations.

It is also about the proper corporate culture which allows the organization to operate with maximum efficiency. Soon to be launched by Gazprom Neft, the Technological Frontier initiative is aimed at achieving the best drilling results at the lowest cost.

Today, Japan’s Toyota Corporation is the world’s largest automaker, yet in the middle of the 20th century it could hardly make both ends meet trying to survive in a country devastated by the WWII. Toyota made it from near bankruptcy to ultimate prosperity thanks to developing a new production system based on the national philosophy called Kaizen*. There is a lot of material written about what Kaizen is and how you can apply it to any aspect of business and everyday life. The pragmatic West distilled the oriental philosophy into one main principle of continuous improvement of processes like manufacturing, planning and management. Today, the cycle of continuous improvement is implemented by all large serious companies into all their activities, and the oil industry is no exception.

The principle of Technological Frontier in drilling — a sort of Kaizen in oil production — began to be used massively by the industry’s largest companies in the middle of 1990s. The idea is not just to reduce drilling time through incremental improvements, but to find a perfect borehole with the best price/quality ratio and with minimum drilling time, and also to try to ensure that all boreholes are perfect.

With today’s oil prices making companies do whatever it takes to cut costs, the Technological Frontier becomes a universal tool, and what makes it even more effective is the fact that in such a capital-intensive business as drilling 70% of costs are time dependent. Therefore, reducing drilling time in most cases allows to achieve substantial cost savings, improving efficiency of the entire oil production.

Gazprom Neft sees the Technological Frontier as one of the most important components of the technological development strategy for drilling and borehole completion operations. The financial assessment shows that implementing the project at all of the company’s sites will help to save 170 billion roubles, which is three times the amount of the required investment. The approved parameters of a three-year programme that is part of the Technological Frontier initiative include reducing the borehole construction cycle by at least 20%, reducing capital costs by 15%, as well as enhancing the workplace (reducing LTIF** rate by 30%).

ROGTEC 39

БУРЕНИЕ млрд рублей, что на три порядка превышает необходимые инвестиции. Утвержденные параметры трехлетней программы проекта «Технический предел» предусматривают сокращение цикла строительства скважин не менее чем на 20%, снижение капитальных затрат на 15%, а также повышение безопасности проводимых работ (сокращение коэффициента LTIF1 на 30%). Возможное невозможное Цели, которые ставятся при реализации программы «Технического предела», амбициозны и глобальны. Отсюда вытекает и многогранность самой программы: проект направлен не просто на оптимизацию работ на буровой, но на вовлечение в процесс создания идеальной скважины всех заинтересованных сторон — от высшего руководства до помощника бурового мастера. Непродуктивное время - НПВ Традиционно НПВ состоит из двух частей: видимое НПВ, такое как аварии, простои, инциденты. Эта часть – на поверхности, и её в первую очередь адресуют в работе по повышению эффективности. Вторая часть – скрытое НПВ. Всем кажется, что процесс или операция выполняются максимально эффективно, в максимально короткий срок. Хотя при детальном рассмотрении оказывается, что эффективность может быть значительно повышена.

100% времени бурения

Производительное время

НПВ Потенциал для оптимизации

Анализ технологий Анализ эффективности

Технический предел

Супервайзинг

Неэффективные технологии

Скрытое НПВ

НПВ

~10%

~15-20%

~15-20%

Весь проект Технический предел можно разделить на несколько составляющих: качественное планирование, подбор оптимальных технологий, выполнение запланированных работ, анализ результатов и вынесение соответствующих уроков с тем, чтобы учесть их в следующем цикле работ. Что касается идеальной скважины, то она определяется в самом начале. Здесь первый этап — построение так называемой Лучшей композитной скважины. Для этого анализируется время бурения отдельных типовых скважин, при этом все работы разбиваются на несколько важных операций: сборку бурильной колонны, ее спуск, разбуривание цементного стакана — верхней части скважины, бурение нижнего интервала, промывку скважины на забое.

40 ROGTEC

Making the Impossible Possible The goals of the Technological Frontier initiative are ambitious and far reaching. Which is what makes the programme so diverse: the project aims to not just optimise the processes at the drill site, but also to get all the stakeholders involved in creating a perfect wellbore, from top executives to assistant drilling foremen.

Non-Productive Time - NPT Traditionally, NPT has two parts: visible NPT, such as accidents, downtime and incidents. This part is on the surface, and it is a primary focus of efficiency improvement. The second part is hidden NPT. Everybody believes that a process or an operation are performed as efficiently and as fast as possible.

Although closer examination reveals that efficiency can be greatly enhanced.

100% of the Drilling Time

Productive Time

NPT Potential for optimization

Technical Frontier

Analysis of Technologies

Analysis of Efficiency

Supervision

Inefficient Technologies

Hidden NPT

NPT

~10%

~15-20%

~15-20%

The entire project can be divided into several components: quality planning, choosing the right technology, performing scheduled tasks, analysis of results and making appropriate conclusions to use them in the next work cycle. As for the perfect wellbore, it is defined at the very beginning. The first thing to do is to build the so-called composite wellbore. For this end, drilling times of certain model wellbores are analysed, with all the work divided into several important operations such as assembling the drill string, running it down, drilling out the shoe track, i.e. the top of the wellbore, drilling the lower interval and bottom hole flushing of the wellbore. A composite borehole is composed of sections with minimum time: it is not simply the best borehole; it is a borehole that combines the best practices of particular operations.

Although the composite borehole is in itself a combination of the best results achieved at a certain site or during a specific type of wellbore drilling, perfection is still a long way to go. Even the best composite borehole will have non-productive time (NPT) wasted on unnecessary activities. Cutting it will make the project almost a perfect wellbore. A perfect, or theoretically possible, wellbore is not simply free from non-productive time, but the one that has achieved maximum efficiency of all operations through the use of best available technology. Obviously, in real life building a theoretically possible well can hurt the project’s www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 41

БУРЕНИЕ Лучшая композитная скважина составляется из участков с минимальным временем — это не просто лучшая скважина, а скважина, объединяющая лучший опыт отдельных операций. Хотя Лучшая композитная скважина уже сама по себе отражает максимальные результаты, достигнутые на конкретном предприятии или при бурении определенного вида скважин, она еще далека от идеала. В самой лучшей композитной скважине найдется непроизводительное время (НПВ), потраченное на лишние действия. Его сокращение дает проект практически достижимой лучшей скважины. Идеал или теоретически возможная скважина — та, где не только нет непроизводительного времени, но достигнута максимальная эффективность всех операций за счет применения лучших существующих технологий. Понятно, что на практике строительство теоретически возможной скважины может идти вразрез с рентабельностью проекта: применение новейших технологий требует дополнительных вложений и не всегда оправданно. Тем не менее именно этот теоретический технический предел и нужно брать за идеал: невозможное сегодня завтра становится обычной практикой. Претворить «Техпредела» в жизнь нельзя с Выявлениеметод и решение проблем, связанных с НПВ помощью руководящих указаний. Эта концепция С видимым НПВ – все достаточно очевидно. Оно начинает работать, лишь когда в ееорганизуются реализации на поверхности. Для борьбы с ним заинтересованы и участвуют все сотрудники команды по повышению производительности, компании. Поэтомурешают важнейшая часть метода которые системно проблемы, выявляют — организация постоянного взаимодействия корневые причины и принимают решения по ихи оперативной обратной связи. На практике это предотвращению. означает, что программа бурения той или иной Методы предотвращения скрытого НПВ могут быть скважины должна обсуждаться со всеми участниками иными. Поскольку традиционно оно неизвестно, не процесса, начиная от геологов и заканчивая буровой все подозревают егоможно наличии. Поэтому основная бригадой. Только о так выявить слабые места проблема в увидеть том, чтобы выявить его. А для того, программы, непроизводительные тратычтобы времени, найти возможности для реальной экономии с ним бороться, нужно внедрение полноценного этого цикларесурса. системы непрерывных улучшений, через цикл «Планируй – Действуй – Измеряй – Улучшай» («Plan – «Сегодня „Технического предела“ активно Execute– концепция Measure – Learn»). применяется крупнейшими мировыми нефтяными Мы считаем необходимой практикой по снижению компаниями, такими как BP, ConocoPhillips и НПВв правильную организацию всегоповысить процесса т.д., их стремлении максимально бурения скважин. Этот должен включать в производительность, —процесс рассказал проектный себя качественную подготовку программ менеджер консалтинговой компании RLGбурения, International проведение рабочих групп планированию скважин, Inc. Артем Борисов.— В ихпо понимании его смысл с приглашением участников процесса строительства не только в постановке амбициозных целей, но и всех подрядных организаций. этого вот выстраивании всей работы дляПосле ее достижения. «Бурениеграмотной на бумаге» с Вдолжна основепроводиться этой работысессия — построение системы бурения, использование буровой планирования бригадой для вовлечения непосредственных данных для анализа и принятия решений, развитие исполнителей в предстоящую работу. У полевого лидерства на всех производственных уровнях, персонала зачастую другой взгляд и другие идеи на вовлечение в процесс всех его участников,

42 ROGTEC

bottom line: using the latest technology requires additional investments and is not always justified. However, this particular theoretical technical limit should be considered a benchmark: what is impossible today will become standard tomorrow.

NPT Identification and Solutions With visible NPT, it’s all pretty obvious. It is on the surface. Productivity teams are created to deal with it: they solve problems systematically, identify root causes and take actions to eliminate them.

Methods of preventing hidden NPT may be different.

Since traditionally it is unknown, not everyone is aware that it exists. Therefore the main problem is to identify it.

And to prevent it, you need to adopt a full-fledged cycle of continuous improvements, through the cycle “PlanExecute-Measure-Learn.”

We believe that correct organization of the entire wellbore drilling process is essential for reducing the NPT. This process should include thorough preparation of drilling programs, arranging working groups for well planning wells together with all the contractors participating in the construction project. This has to be followed by a “Drilling on Paper” session with the drilling team to get the actual implementers on board.

Field personnel often have a different vision and different ideas about what can be improved during drilling. An important part of this process is a meeting to discuss the lessons learned shortly after a wellbore is drilled to make sure that all positive and negative experiences of the drilling have been documented immediately and can be used in the preparation of a drilling program for the next wellbore.

Documents preparation Lessons learned

Learn

Plan

Working group

PEML Performance monitoring

Measure

Operational management

Perform

Drilling-on-paper session

Defending the drilling programme

Start of the drilling cycle Theoretical peak performance

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 43

БУРЕНИЕ то, что можно сделать лучше при бурении. Важной частью в этом процессе также является проведение сессии по извлечённым урокам вскоре после бурения скважины для того, чтобы весь положительный и отрицательный опыт после бурения был сразу задокументирован и мог быть использован при составлении программы бурения на следующую скважину. Все указанные совещания (рабочие группы, сессии «Бурение на бумаге», сессии по извлечённым урокам, пр.) должны организовываться в форме структурированных форумов, с участием всех необходимых специалистов. На совещаниях выявляются основные виды НПВ, их корневые причины, а также возможности по улучшению существующих операций.

Подготовка документации Извлеченные уроки

Учись

Планируй

Рабочая группа

PEML Измеряй

Мониторинг результатов

Оперативное управление

Выполняй

Сессия «бурения на бумаге»

Защита программы бурения

Начало цикла бурения Теоретическая максимальная производительность

Важно, чтобы все обсуждения проводились в максимально открытом формате, близком к формату мозгового штурма, с обсуждениями и с использованием опыта и идей всех участников. Именно при таком подходе их ценность становится максимальной, и самые смелые идеи и предложения появляются на свет. Следующим шагом будет приоритезация предложений, назначение ответственных за их внедрение, и контроль за внедрением с использованием инструментов Операционного ритма. Считаю важным отметить, что для бизнеса гораздо лучше иметь прозрачную картину в отношении НПВ. Иногда имеют место ситуации искусственного занижения уровня НПВ. Например, осложнения могут учитываться как НПВ, или как производительное время. Во втором случае НПВ находится на «комфортном» уровне. В первом случае, при

44 ROGTEC

All of these meetings (working groups, “Drilling on Paper” sessions, sessions on lessons learned, etc.) should be organized as structured forums, with the participation of all the necessary experts. The meetings should identify the main types of NPT, their root causes, as well as opportunities to improve existing operations.

It is important that all discussions are as open as possible, close to brainstorming, featuring debates and using the experience and ideas of all participants. This approach maximizes their value, paving the way for the most daring ideas and suggestions. The next step is to prioritize suggestions, appoint individuals responsible for their implementation and monitor the introduction of the Operational Rhythm tools.

I believe that businesses had better have a clear picture in terms of the NPT. Sometimes the NPT levels are lowered artificially. For example, complications can be treated either as NPT or as productive time. In the second case, the NPT is at a “comfortable” level. In the first case, with a transparent approach, you can see all the potential for reducing the NPT. Drilling a well in 50 days with the 20% NPT and trying to further reduce it is more effective that 100 days and 10% respectively.

You cannot make the Technological Frontier a reality without following some guidelines. This concept will not work, unless all of the company’s employees become interested in its success and get involved. That is why continuous interaction and prompt feedback are essential for this method. In reality, this means that the drilling programme for each particular well should be discussed with all stakeholders, from geologists to the drilling team.

Only this way you can find the programme’s weaknesses, time wasters and saving opportunities.

“Today, the Technological Frontier concept is actively used by the world’s largest oil companies, such as BP, ConocoPhillips, etc., striving to maximise productivity,” says Artyom Borisov, Project Manager at RLG International Inc., a consulting company. “They believe that it is not just about setting ambitious goals, but also about developing an entire framework to achieve them.

This work is based on creating a proper drilling planning system, using data for analysis and decision making, developing leadership at all levels of production, getting all the participants involved, making conclusions and using the lessons learned. Wellbore drilling is an iterative process. The idea is to make each next cycle better than the previous one.”

Implementing the Technological Frontier philosophy will require considerable effort from the company, but these efforts will pay off, as the international experience shows that drilling efficiency improves by at least 50%. www.rogtecmagazine.com

DRILLING прозрачном подходе, виден весь потенциал по снижению НПВ. Эффективнее бурить скважину за 50 дней, имея 20% НПВ, и стремиться к его дальнейшему сокращению, чем за 100 дней с 10% НПВ. организация сбора и использования извлеченных уроков. Бурение скважин — повторяющийся процесс. Задача — сделать каждый следующий цикл лучше, чем предыдущий». Внедрение метода «Техпредела» требует значительных усилий от компании, но эти усилия оправдываются — мировая практика показывает, что показатели бурения за счет этого нередко повышаются на 50% и более. Внедрение НПВ и обратная связь Очень важно, чтобы все участники цикла строительства, и в первую очередь – производственный персонал, получали обратную связь о том, что их идеи и предложения нашли своё отражение при бурении скважины. Также они должны регулярно знать свой «счёт», их текущие результаты деятельности (например, текущее опережение графика «Глубина-день», текущее значение НПВ). Чтобы эта система обратной связи заработала, необходимо обучать, коучить руководителей: коучить их отмечать успехи персонала, а не только промахи, использовать доски КПЭ, своим поведением демонстрировать правильные подходы, поощрять к новым идеям. Основная цель такого поведения руководителей – стимулировать всех исполнителей вплоть до простых буровиков желать достигать лучших результатов в своей работе, быть заинтересованными в общем производственном успехе. Опыт Оренбурга В «Газпром нефти» внедрение «Технического предела» в бурении началось в 2014 году. Активом для обкатки метода стал «Газпром нефть Оренбург». Здесь проект был запущен совместно с консалтинговой компанией RLG International Inc. и получил название «Оптимизация процессов бурения» (ОПБ). В численном выражении поставленная задача проекта — сократить сроки бурения на 30-35% за два года. В основе оптимизации лежит несколько важных инструментов. В первую очередь это выстраивание системной работы, что на практике означает пошаговую методичную подготовку программ бурения, сбор и анализ результатов и извлечение соответствующих уроков, распространение лучших практик. Такая организацияпозволяет www.rogtecmagazine.com

NPT Implementation and Feedback It is very important that all participants in the construction cycle, especially production staff, receive feedback and know that their ideas and suggestions were somehow implemented in the well drilling. Also, they have to know their current “score,” their current performance (for example, number of days ahead of the Depth-Day schedule, the current NPT).

To make this feedback system work, you need to train and coach the managers: teach them how to coach the staff, point out their successes and not just failures, use KPI boards, demonstrate correct practices by example, encourage creativity. By doing so, the managers should try to inspire all the people people involved, including ordinary drilling technicians, to strive for better performance and care about the overall success of the project.

Orenburg’s Experience Gazprom Neft began to implement the Technological Frontier initiative in 2014. Orenburg Gazprom Neft was chosen as a platform for testing the new method. Called “Drilling Processes Optimisation” (DPO), the project was launched in co-operation with the consulting company RLG International Inc. The project aims to achieve 30-35% reduction of drilling time in two years.

The optimisation is based on a number of important tools. First, it is building consistency, which in reality means step-by-step systematic preparation of drilling programmes, collection and analysis of results and making conclusions, promoting best practices. This approach allows to continuously improve processes and performance. Interaction of all participants is an important part of drilling planning. For example, every time before wellbore drilling starts, working groups meet with contractors, drilling-on-paper sessions are held with drilling teams. Thus, drilling of every wellbore is comprehensively discussed with both the stakeholders and actual implementers.

The result of the 12 months of work is reducing the drilling time by approximately 15%, which has already helped to save about 400 machine days of drilling. During this time, drilling teams have set a number of records. For example, today’s record drilling speed at Tsarichanskoye field is 11.2 days per 1,000 metres, while in 2014 is was 13.4 days per 1,000 metres.

“Our people have realised what they are capable of,” said Vladimir Nagovitsyn, Deputy General Director for Wellbore Construction of Gazprom Neft Orenburg. “We used to think that drilling a borehole in 70 days at the Tsarichanskoye field is a good result. Then it became 65 days. Today, we are thinking about making it 55 days. It took us 25.5 days

ROGTEC 45

БУРЕНИЕ непрерывно совершенствовать процессы и постоянно улучшать показатели работы. Важный момент в планировании бурения — взаимодействие всех участников. Например, перед началом бурения каждой скважины проводятся совещания рабочих групп с подрядчиками, сессии «бурение на бумаге» с буровыми бригадами. Таким образом, бурение любой скважины всесторонне обсуждается как с заказчиками процесса, так и с его непосредственными исполнителями. Результат годовой работы — сокращение сроков бурения скважин в среднем на 15%, что уже помогло сэкономить около 400 станко-суток бурения. За это время буровые бригады поставили несколько рекордов. Так, например, сейчас рекордная скорость бурения скважин на Царичанском месторождении — 11,2 сут./1 тыс. м, а в 2014 году максимально оперативным было бурение за 13,4 сут./1 тыс. м. «К нашим людям пришло осознание своих возможностей, — рассказал заместитель генерального директора „Газпром нефть Оренбурга“ по строительству скважин Владимир Наговицын.

— Раньше мы считали хорошим результатом бурение скважины на Царичанском месторождении

to drill a wellbore at the Orenburg field, and we used to consider 30-35 days a record. I would like to note that these results are achieved during horizontal well drilling in very challenging geological conditions, with frequent and disastrous lost circulation and borehole collapsing. Still, at the Tsarichanskoye field, the entire drilling progress may be 5,500 m with a horizontal section up to 1,000 m long.

Another important part of the optimisation project was the introduction of risk assessment directly on the drill site: this assessment occurs before important operations, helping to prevent accidents and incidents.

Drive for Success For companies, optimisation isn’t just about quick wins producing real savings. Making sure that the effect is long lasting is just as important, and if the efficiency continues to improve, it’s even better. To make continuous improvement happen naturally, you need to change the working culture in teams involved in production at all levels, from management to actual implementers. This is the main challenge in putting the Technological Frontier into action.

“Optimisation cannot just happen after the management decide so,” says Artyom Borisov. “It takes time and

Производительное время Productive time

Секция эксплуатации колонны Production casing section

Неэффективность Ineffectiveness Непроизводительное время Non-productive time

Секция промежуточной колонны Intermediate casing section

Эффективное время Effective time

Инновационные технологии Innovative technologies

Сутки / Day

Секция кондуктора Surface casing

СКВ-1 Wellbore-1

СКВ-2 (лучшая) Wellbore-2 (the best)

СКВ-3 Wellbore-3

Средняя Average

Лучшая композитная Best composite

Практически достижимая Reasonably possible

Теоретически возможная Theoretically possible

Лучшая композитная скважина: подход в основе «технического предела» Best composite borehole: the concept behind the Technological Frontier

46 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING 133

Сутки бурения / Drilling days

90

63

60

226

54 33

30

0

3 Октябрь Oct 2014

99

30

95 35

36 –4 Ноябрь Декабрь Nov Dec 2014 2014

200

48

148 119

300

274

77

30

100

65

– 60

Январь Февраль Jan Feb 2015 2015

400

0

Март March 2015

Апрель April 2015

Май May 2015

Июнь June 2015

Июль July 2015

Сутки бурения, накопительно Drilling days, aggregate

407

120

Август August 2015

Сокращено суток бурения по отношению к базовому уровню Drilling days saved vs. baseline Экономия суток бурения по отношению к базе, всего Drilling days saved vs. baseline, total

Экономия суток бурения по скважинам проекта оптимизации процессов бурения в «ГПН Оренбурге» Drilling days saved per borehole during the drilling optimisation project of Gazprom Neft Orenburg за 70 дней, потом — за 65. Сегодня мы думаем о достижении показателя в 55 дней. На Оренбургском месторождении мы пробурили скважину за 25,5 суток, а ранее бурение за 30-35 суток считалось рекордным результатом. Хочу отметить, что этих результатов мы достигаем при бурении скважин с горизонтальными стволами в очень сложных геологических условиях, в условиях частых катастрофических поглощений бурового раствора, обвалообразований. При этом на Царичанском месторождении общая проходка по скважине может достигать 5,5 тыс. м с длиной горизонтального участка — до 1 тыс. м». Еще одним важным элементом проекта оптимизации стало внедрение практики оценки рисков непосредственно на буровой: такая оценка проводится перед важными операциями — и принимаемые по ее результатам решения помогают предотвращать аварии и инциденты. Мотив успеха Решая задачу оптимизации, компании заинтересованы не только в достижении быстрых результатов, дающих конкретную экономию. Необходимо также, чтобы эффект сохранялся, а еще лучше — эффективность продолжала повышаться. Сделать процесс постоянного улучшения показателей естественным можно лишь за счет изменения культуры в коллективах, участвующих в производстве на всех уровнях — от руководства www.rogtecmagazine.com

patience to change the culture and introduce the system of continuous improvement. The project needs to remain the centre of attention for the management.

Support from the management is crucial, if we want the entire system to function. The leader must be a bearer of the improvement culture.”

There is a reason for such a wide-scope approach to seemingly quite pragmatic and reasonable goals as improving the efficiency and cutting the costs. In order for the Technological Frontier to work as it should, all the participants of the process need to be strongly motivated. And tangible benefits are just one of a number of motivational tools. For instance, passion for best results as an integral part of the working culture could make motivation much stronger and deeper.

“We are building a system of motivation, where all the participants are rewarded for achieving the same results, so they can feel as if they are in the same boat,” says Vladimir Nagovitsyn. “In drilling, reduction of wellbore construction time while meeting occupational health and safety standards could become a performance indicator in the employee incentive program. This also applies to our experts who provide planning and support for the wells, field supervisors, drill site teams and service contractors. Drilling and supervision contractors are remunerated based on performance at each particular well. Our specialists receive quarterly bonuses for good performance.”

ROGTEC 47

БУРЕНИЕ до непосредственных исполнителей. Именно в этом заключается основная сложность внедрения «Технического предела». «Оптимизация не случается по разовому приказу руководства, — уверен Артем Борисов. — На изменение культуры и внедрение системы непрерывных улучшений требуется время, терпение. При этом интерес руководства к проекту не должен ослабевать ни на минуту. Поддержка менеджеров критически важна, чтобы вся система начала работать. Руководитель непременно должен быть носителем культуры улучшений». Столь глобальный подход к, казалось бы, вполне прагматичным и понятным целям повышения эффективности и снижения затрат не случаен. Чтобы метод «Техпредела» полноценно заработал, необходима мощная мотивация для всех участников процесса. И материальное вознаграждение — лишь одна из форм такой мотивации. В свою очередь, стремление к наилучшему результату как неотъемлемая часть культуры производства может оказаться гораздо более сильной и глубокой мотивационной составляющей. «Мы выстраиваем систему мотивации таким образом, чтобы все участники получали вознаграждение за достижение одних и тех же результатов, чтобы они ощущали себя находящимися в одной лодке, — поделился опытом Владимир Наговицын. — Применительно к бурению такой показатель для премирования — сокращение плановых сроков строительства скважины при условии соблюдений стандартов в области охраны труда и производственной безопасности. Это касается и наших специалистов, которые планируют и сопровождают скважины, и полевых супервайзеров, и работников буровых и сервисных подрядчиков. Буровые подрядчики и подрядчики по супервайзингу получают вознаграждение по итогам работы на каждой отдельной скважине. Своих специалистов за хорошие результаты мы премируем ежеквартально». Внедрение технологии «Технического предела» в других добывающих предприятиях «Газпром нефти» начинается уже в нынешнем году. Поэтому сейчас в компании активно разрабатывается оптимальная система мотивации для собственных сотрудников и для подрядных организаций: изучаются лучшие практики, собирается мнение подрядчиков. Окончательная концепция должна отражать главную идею философии «Техпредела» — это проект, создающий в компании культуры лидерства, культуру, где каждый, работая в единой команде, стремится достичь наилучших результатов.

48 ROGTEC

The introduction of the Technological Frontier initiative at Gazprom Neft’s other production sites will begin this year. This is why the company is busy developing an effective incentive system for its own employees and for contractors by studying best practices and the feedback from contractors. The final concept should reflect the main idea of the Technological Frontier philosophy: it is a project promoting the culture of leadership and team work, with passion for achieving the best results. *Kaizen is a Japanese philosophy or practice, which focuses on continuous improvement of production processes, development, support business processes and management, as well as all aspects of everyday life. **LTIF (Lost Time Injury Frequency) is the frequency rate for accidents with lost time injuries per one million man-hours over a certain period.

The main goal of the Technological Frontier is to achieve minimum drilling time at the lowest possible cost. Our survey showed that a number of subsidiaries had potential for reducing drilling time by 30-40%. This goal becomes even more relevant after the oil price crash which had made all oil companies optimise their production costs.

At the same time, the Technological Frontier for us is not just an important method of improving drilling efficiency, with drilling being one of the major and capital-intensive activities for Gazpromneft. It is also a way to promote the culture of leadership in the company, covering everyone from drilling foremen and supervisors to functional leaders on the regional level and more senior executives.

We want to use this project to teach people think beyond their core responsibilities, consider the interests of the company as a whole, work as a team, be honest and open-minded. This is why the project includes all production levels.

By launching a pilot project in Gazpromneft Orenburg, we wanted to develop a model for implementing the Technological Frontier at a site with 25-30 drilling machines running. More than 50 supervisors and more than 20 of our office workers are undergoing drilling improvement training. The project has an ambitious goal to cut drilling time by 30% in two years.

Being halfway there after 12 months of the project shows that we are on the right track. In addition to these achievements, the Orenburg team set seven drilling records in one year.

The example of Gazpromneft Orenburg proves that the Technological Frontier philosophy has really taken hold. All the key elements of the method – like good wellbore planning, training of office staff and supervisors, getting all the stakeholders involved in the process – demonstrated their effectiveness and became part of the company’s culture.

IGOR RUSTAMOV, Head of Drilling and Wellwork at Gazpromneft www.rogtecmagazine.com

DRILLING * Кайдзен — японская философия или практика, которая фокусируется на непрерывном совершенствовании процессов производства, разработки, вспомогательных бизнес-процессов и управления, а также всех аспектов жизни ** LTIF (Lost Time Injury Frequency) — частота несчастных случаев с потерей трудоспособности на 1 млн человеко-часов за определенный период

Основная цель «Технического предела» — бурить в минимально возможные сроки с минимально возможными затратами. Проведенное нами исследование показало, что в различных «дочках» имеется потенциал по снижению сроков бурения на 30-40%. Эта задача становится еще более актуальной в условиях снижения мировых цен на нефть, когда все нефтедобывающие компании вынуждены оптимизировать стоимость добычи. В то же время для нас «Техпредел» — это не только значимое направление повышения эффективности бурения как одной из ключевых и капиталоемких функций «Газпром нефти». Это также проект развития в компании культуры лидерства — от мастеров и супервайзеров на буровых до региональных руководителей функции и выше. Мы стремимся, чтобы с помощью этого проекта люди

NPT Reduction Uplift In our experience, if the entire Technical Frontier framework is properly adopted by the facility, as well as the continuous improvement culture, then well construction cycles can be reduced by 30-40% in 1-2 years.

The project “Optimisation of Drilling Processes” in Gazpromneft Orenburg has three main targets: introduction of productivity tools, creating the operational rhythm for interaction between the participants, employee competencies development.

All productivity tools are arranged around the model of continuous improvement: “Plan – Do – Measure – Study.” In the course of this work, high-quality well planning tools are being introduced, such as the preparation of detailed drilling programmes incorporating all the necessary sections, planning-focused meetings with contractors, drilling-onpaper sessions with mandatory visits to drilling site teams, specialists having to defend their drilling programmes. The operational management stage includes the introduction of proper procedures for briefings with drilling teams and in the

info@rogtecmagazine.com

www.rogtecmagazine.com

БУРЕНИЕ начинали мыслить не только в рамках своей основной задачи, но и брали в расчет интересы компании в целом, работали единой командой, были честными и открытыми. Именно поэтому в структуру проекта включены все производственные уровни. Запуская пилотный проект в «Газпром нефть Оренбурге», мы ставили задачу разработать модель внедрения системы «Техпредела» в активе с работающими 25-30 буровыми станками. Обучение оптимизации процессов бурения проходят более 50 супервайзеров и более 20 наших офисных работников. Поставленная перед проектом задача — сократить сроки бурения на 30% за два года — говорит сама за себя. И достижение половины этого уровня за первый год проекта — хороший показатель нашей работы. К этим достижениям команды «Оренбурга» можно добавить семь рекордных показателей за год при бурении скважин. Опыт внедрения проекта в «Газпром нефть Оренбурге» позволяет констатировать, что сама идеология достижения «Техпредела» прижилась. Все ключевые элементы метода — качественное планирование скважин, обучение офисного персонала и супервайзеров, вовлечение всех участников в процесс — показали свою эффективность и стали частью производственной культуры на предприятии. ИГОРЬ РУСТАМОВ, начальник департамента по бурению и внутрискважинным работам «Газпром нефти» Поддержка снижения НПВ По нашему опыту, если весь процесс Технического предела на предприятии необходимым образом организован, и культура непрерывных улучшений внедрена, цикл строительства скважин можно сократить на 30-40% за 1-2 года. Структура проекта «Оптимизация процессов бурения» в «Газпром нефть Оренбурге» предполагает работу по трем основным направлениям: внедрение инструментов повышения производительности, настройка операционного ритма взаимодействия участников, развитие компетенций сотрудников. Инструменты повышения производительности выстраиваются вокруг модели непрерывного совершенствования «планируй — действуй — измеряй — изучай». В ходе этой работы внедряются инструменты качественного планирования скважины: подготовка подробных программ бурения с включением всех необходимых разделов, проведение рабочих групп по планированию с подрядчиками, проведение сессий «бурение на бумаге» с обязательным выездом на буровые

50 ROGTEC

office, risk analysis and current performance monitoring.

In order to achieve the Technological Frontier at the planning stage, the method of theoretical peak performance (TPP) is actively used. The idea of the method is to use brainstorming techniques to get planning specialists and actual implementers (i.e. those who are best familiar with all the aspects of operations) involved in decision making to achieve better results. During TPP-sessions, the people start thinking about how to improve performance. This makes the participants really passionate with suggestions sometimes coming hours or even days after the session is over!

Creating operational rhythm means building effective communication among all the participants with a focus on the shared performance indicators. An important element of the Technological Frontier initiative is developing the competencies of the participants and improving their leadership skills. The introduction of all these tools creates a sustainable culture of continuous improvement.

ANDREY RAGULIN, Vice President, RLG INTERNATIONAL Inc. к бригадам, защита программ бурения разработавшими их специалистами. На этапе оперативного управления происходит внедрение правильного проведения планерок с буровыми бригадами и в офисе, анализ рисков, контроль текущих результатов. Для достижения «Технического предела» на этапе планирования активно применяется метод теоретической максимальной производительности (ТМП). Суть метода состоит в том, чтобы, используя инструменты мозгового штурма, вовлечь людей, планирующих и непосредственно выполняющих работу, т.е. тех, кто лучше всего знает всю специфику деятельности, в выработку решений, позволяющих достичь лучших результатов. При проведении ТМП-сессий люди думают о том, как достичь самых лучших показателей в работе. Эта практика так зажигает участников, что предложения иногда поступают через часы и даже дни после проведения сессии! В части настройки операционного ритма выстраиваются эффективные коммуникации всех участников процесса вокруг общих показателей эффективности. Важный элемент внедрения «Техпредела» — развитие компетенций его участников, обучение лидерским навыкам. Внедрение всех этих инструментов как раз и создает устойчивую культуру непрерывных улучшений. АНДРЕЙ РАГУЛИН, вице-президент компании RLG INTERNATIONAL Inc. Материал любезно предоставлен компанией ОАО «Газпром нефть» и журналом «Сибирская нефть» Published with thanks to Gazprom Neft & Sibirskaya Neft MAGAZINE

www.rogtecmagazine.com

DRILLING

РОССИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ И ВЫСТАВКА SPE 24-26 октября 2016

Москва, Россия

Скоро открытие подачи рефератов Следите за новостями на сайте rca.spe.org

За дополнительной информацией, пожалуйста, обращайтесь к Марии Тишковой: mtishkova@spe.org Тел: +7 (495) 268-04-54 www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 51

БУРЕНИЕ

«Оренбургнефть»: Прогнозирование поглощений бурового раствора путем поинтервальной опрессовки ствола скважины Orenburgneft: Forecasting Drilling Mud Loss through Interval Wellbore Pressure Testing А.А. Воронин (ОАО «Оренбургнефть») AAVoronin@rosneft.ru

А. A. Voronin (OJSC Orenburgneft) AAVoronin@rosneft.ru

Введение Как показывает опыт, практически все бурящиеся скважины в Оренбургском регионе осложнены поглощениями в том или ином интервале, при этом вероятность возникновения поглощения в процессе бурения составляет примерно 50 %. Данные о градиентах гидроразрыва пород (ГРП) по разрезу, которые приведены в групповых рабочих проектах на строительство скважин, являются расчетными и часто не подтверждаются. Вопрос возникновения поглощения особенно актуален при наличии вскрытых продуктивных интервалов, что неизбежно ведет к снижению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта, а также при цементировании

Introduction Based on experience, in almost all of the wells drilled in the Orenbourg region there is a mud loss issue at various intervals, where the probability of mud loss occurring, during drilling, is approximately 50%. Frac gradient data which is included into the Group Well Designs for well construction are only estimated and are, very frequently, not verified. The mud-loss issue is particularly of concern where there are penetrated pay intervals present, which, inevitably results in the deterioration of the poroperm properties in the bottomhole area. It also leads to a deterioration of the poroperm properties during cementing of the production and intermediate casings. This in turn affects the cement top, quality of the well cementing, well production and the well’s potential on commissioning.

52 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING эксплуатационной и технической колонн, что отражается на высоте подъема цемента, качестве крепления скважины, ее ресурсе и потенциале при пуске в эксплуатацию. Для прогнозирования поглощений бурового раствора необходимы оценка минимального градиента гидроразрыва пород по стволу скважины, получение реальных данных о градиенте ГРП в бурящейся скважине (стандарт NORSOK D-010 3 2004). Для этого требуется решение нескольких задач: перерасчет градиентов гидроразрыва с учетом опыта бурения окружающих скважин; прогнозирование поглощения при цементировании с помощью проведения поинтервальной опрессовки ствола; учет полученных данных при проектировании заканчивания бурящихся и планировании строительства будущих скважин. Предпроектное исследование Для осуществления эффективного бурения нужно знать предельно допустимую плотность бурового раствора, при которой давление на забое не будет превышать давление начала раскрытия трещин. Это давление на забое в практике бурения скважин называют давлением «утечки» Pуt [2]. Данный вопрос особенно актуален для правильного выбора способа заканчивания скважины (применение либо отказ от применения устройств ступенчатого цементирования (УСЦ), гидравлических пакеров (ПГПМ и др.) и подбора плотности цемент- ного раствора. При анализе причин поглощения в скв. N Росташинского месторождения выявлено, что ГРП произошел в момент, когда забойное давление было равно 47,6 МПа, в то время как согласно данным группового рабочего проекта давление гидроразрыва пласта PГРП должно составлять порядка 73,2 МПа. При сопоставлении фактического давления ГРП с давлением, которое было бы на данной глубине при цементировании, давление столба цемента и раствора превышало бы данное давление минимум на 1,2 МПа, что свидетельствует о нару-шении нормального хода работ при цементировании и недостижении проектного значения высоты подъема цемента. Выбор способа решения Вопрос прогнозирования зон поглощений необходимо рассматривать, опираясь на перерасчет давлений ГРП по стволу с учетом опыта бурения соседних скважин и значений коэффициента Пуассона согласно «Руководству по контролю ГНВП» компании ТНКВР (май, 2011 г.), так как значения коэффициента именно из этого источника позволяют получить значения давления гидроразрыва, наиболее близкие к фактическим. Таким образом, поглощение становится вполне предсказуемым. Давление ГРП с www.rogtecmagazine.com

To forecast mud losses it is necessary to estimate a minimum frac gradient in a wellbore and obtain the actual frac gradient data in the well being drilled (NORSOK D-010 2004). This means addressing several problems: the re-calculation of the frac gradient taking into account the experience gained during the drilling of the adjacent wells; forecasting mud loss during cementing by the interval wellbore pressure testing; taking into account the obtained data to design the well completions and the plan for future well construction.

Feasibility Study To drill efficiently it is necessary to know the maximum permissible mud weight at which the bottomhole pressure would not exceed the fracture opening pressures. In drilling practice this bottomhole pressure is called the “leak-off pressure” Pуt (leak-off) [2]. This issue is particularly important when selecting a well completion method (whether to use stage tools, hydraulic packers as well as selecting the cement slurry weight).

The analysis of the reasons for the mud loss in Well N in the Rostashinkoye Feld showed that fracturing occurred when bottomhole pressure reached 47.6 MPa, whereas according to the Group Well Design data formation frac pressure PГРП ( fracking) should be approximately 73.2 MPa. When comparing the actual frac pressure with the pressure which would have been at this depth, during cementing, the pressure of the cement column and the mud would have been, as a minimum, 1.2 MPa above this pressure which clearly shows disruption of the operation during the cementing and the failure to reach the design cement top.

Choosing Solutions The issue of forecasting the lost-circulation zones should be considered on the basis of re-calculation of the frack pressure in the borehole, taking into account the experience gained from drilling the adjacent wells and the Poisson ratio according to the Guidelines for Well Control (Controlling Gas, Oil and Water Shows) published by TNK-BP (May 2011), as this source provides ratio values most close to the actual values.

Frac pressure using Poisson factor is calculated using the following formula: (1) Where m is Poisson ratio; Pгор (overburden), Pпор (pore) overburden and pore pressures, respectively.

It was observed that in most cases the difference between the mud and cement solution’s hydrostatic pressure was equal or close to the pressure test value at the shoe of the previous casing and it also corresponds to the shoe test pressure which is always above or equal to the pressure which is required to enable the cementing of the casing in one

ROGTEC 53

БУРЕНИЕ

(1) где m – коэффициент Пуассона; Pгор, Pпор – давление соответственно горное и поровое. Было отмечено, что в большинстве случаев разница гидростатистических давлений бурового и цементного растворов равна или близка к значению давления опрессовки пород на башмаке предыдущей колонны, а также соответствует давлению опрессовки башмака – всегда больше или равна давлению, которого не хватает, чтобы зацементировать скважину в одну ступень. Таким образом, если опрессовка пород на башмаке проведена успешно, то существует возможность бурить скважину и поинтервально проводить опрессовку ствола на это давление. Во время опрессовок возможно достижение давления «утечки» для вновь вскрытого горизонта (яруса). Если статическое давление бурового раствора превышает напряженное состояние горных пород, то в призабойной зоне пласта будет происходить их деформация, сопровождаемая раскрытием трещин. Для горных пород постепенное нагружение давлением сопровождается изменением давления в них во времени в зависимости от объема закачиваемого в скважину раствора. Существующий в настоящее время метод определения давлений «утечки» и гидроразрыва пород заключается в следующем: через колонну труб с помощью насосов цементировочных агрегатов нагнетают буровой раствор либо в колонну бурильных труб при закрытом затрубном пространстве, либо в затрубное пространство при закрытом трубном пространстве. В процессе нагнетания замеряют давление на устье скважины через промежутки времени при минимально возможной подаче насосов. Одновременно с замерами давления определяют объемы закачиваемого в скважину бурового раствора, а после ее открытия – объем вышедшего бурового раствора. По данным замеров строят график изменения давления на устье скважины в зависимости от объема нагнетаемого бурового раствора и (или) от времени нагнетания. При определении давления «утечки», как только происходит отклонение линейной зависимости давления от объема закачиваемого бурового раствора или от времени, закачку раствора прекращают. Для оценки давления гидроразрыва горных пород закачку следует продолжать до тех пор, пока не произойдет ГРП [2]. Типичная кривая изменения давления «утечки» во времени представлена на рис. 1.

54 ROGTEC

stage. Thus, if pressure-testing of the rock at the casing shoe is performed successfully, it is possible to drill the well and perform interval borehole pressure testing at that pressure.

During pressure testing it is possible to reach leak-off pressure for the newly penetrated horizon (sequence). If the static pressure of the drilling mud is above the rock stress, rock deformation will occur in the bottomhole area accompanied by fracture openings. Gradual pressure loading of the rocks is accompanied by pressure changes in these rocks with time, depending on the volume of drilling mud injected into the well.

The current method to determine the leak-off and fracture gradient consists of the following: drilling mud is pumped through a tubing string using the cementing units’ pumps either into the drill string with a closed annulus or into the annulus with a closed tubing string. Wellhead pressure is measured during injection at time intervals with minimum possible pump delivery. Concurrently with measuring pressure, the volume of drilling mud injected into the well is measured, and after the well opening up - volume of returned drilling mud.

The data is used to build a wellhead pressure change curve versus the volume of injected drilling mud and/or injection period. When determining the leak-off pressure, injection of drilling mud is stopped as soon as the deviation from the linear relationship, between pressure and volume of injected drilling mud occurs. To estimate the rock frac pressure, the injection should be continued until rock fracking occurs [2]. A typical leakoff pressure change over time curve is shown in Fig. 1.

20

B

PГРП Pуt

PH, МПа / MPa

помощью коэффициента Пуассона рассчитывается по следующей формуле

C

Д 10

0

A 10

20

Т,мин / min

Рис. 1. Пример регистрации давлений «утечки» Pуt и гидроразрыва горных пород PГРП: А – начало фиксации давления; Д – давление смыкания образовавшейся трещины Fig. 1. Sample of recording leak-off pressure Pуt (leak-off) and frack pressure PГРП (frack): A – start of pressure recording; Д - closing pressure of a formed fracture It can be seen from the Figure that the straight line reaches point B, starting from when the value and pressure curve deviates to the right. Starting from B, the pressure increase www.rogtecmagazine.com

DRILLING Из него видно, что прямая линия продолжается до т. В, начиная с которой кривая значений и давлений отклоняется вправо. Начиная с т. В снижается приращение давления в зависимости от одних и тех же объемов закачиваемого бурового раствора. В связи с этим по т. В, в которой происходит переход от упругой деформации к пластической, определяется давление «утечки». При дальнейшем повышении давления до т. С отмечается потеря части бурового раствора в результате раскрытия трещин и его поглощения. Т. С отвечает давлению, при котором происходит гидроразрыв горных пород, PГРП. При дальнейшем нагнетании жидкости в этой точке давление резко падает, что свидетельствует об образовании трещин гидроразрыва. После того как давление нагнетания на устье скважины в т. В будет зафиксировано, можно определить давление «утечки» по формуле (2) где Pн – давление нагнетания на устье скважины; ρб.р – средняя плотность бурового раствора в скважине глубиной H в зависимости от средних значений давления и температуры; ΔPθ – снижение гидростатического давления на забое скважины, обусловленное статическим напряжением сдвига θ при нагнетании бурового раствора в колонну бурильных труб. Планирование деятельности по реализации выбранного способа решения На основании вышеизложенного работы планировалось выполнить в соответствии со следующим алгоритмом.

1. Опрессовка пород на башмаке на давление согласно проекту (или на давление утечки). Данное давление выбрано как базисное, которое совместно с гидростатическим будет воздействовать на цементный камень и породы на башмаке при нефтегазопроявлениях (НГВП) и 100% ном замещении бурового раствора в скважине на пластовый флюид [2].

2. Разбуривание нижележащих пород с использованием бурового раствора (интервалы, где происходят поглощения) и поинтервальная опрессовка ствола на давление опрессовки башмака в соответствии с процедурой Leak-off test. Таким образом, по мере углубления существует возможность получать подтвержденные сведения. Процедура проводится при плановом подъеме при www.rogtecmagazine.com

drops versus the same volume of injected drilling mud.

Consequently, point B, where the transition from elastic to plastic deformation occurs, this is used to determine the leak-off pressure.

With further pressure increases upto point C, partial mud loss is observed due to opening of fractures and lost circulation. Point C corresponds to the pressure at which rock fracturing occurs – PГРП (frac). With further liquid injection at this point, pressure drops dramatically which testifies to the formation of fractures.

After the injection pressure at the wellhead at point B is recorded, leak-off pressure can be determined using the following formula: (2), Where Pн (injection) – injection pressure at wellhead; ρб.р (drilling mud) – average mud weight in a well of H depth depending on average pressure and temperature e values; ΔPθ - drop in bottomhole hydrostatic pressure due to static shear stress θ when drilling mud is injected into a drilling string.

Planning Activity to Implement the Selected Solution Based on the above it was planned to perform future operations using the following scheme: 1. Rock pressure testing at the shoe using the design or the leak-off pressure. This pressure is selected as reference pressure which together with the hydrostatic pressure will affect the cement and rocks at the shoe during oil, gas and water production and 100% replacement of drilling mud in the well by formation fluid [2].

2. Drilling out underlying rocks using drilling mud (lost circulation intervals) and interval borehole pressure testing at shoe testing pressure using the Leak-off test procedure. Thus, with increasing depth it is possible to obtain confirmed data. The procedure is performed during planned trip out of the bottomhole assembly at the column shoe. To take into account the effect of the drilling mud’s static shear stress on the pressure distribution in the borehole described above, the annulus and tubing pressures are measured.

3. When the target depth is reached, the actual well data becomes available which could be used to model the cementing. This enables the task of reaching the required cement top to be achieved and, with all the other conditions being equal, to commission a well which is fully in line with the design solutions.

4. The data received should be taken into account in accordance with the suggested geostatic model [3].

ROGTEC 55

БУРЕНИЕ

Результатом стало беспрецедентное ускорение строительства скважины на Конновском месторождении в связи с тщательной проработкой технологических решений по предупреждению поглощений. Во время бурения была вскрыта зона поглощения только на глубине 3693 м. Все остальные зоны прошли без поглощений, а зона на глубине 3693 м была ликвидирована задавкой кольматирующей пачки при давлении, определенном во время опрессовки на глубине 3162 м. Значения PГРП для данной глубины были учтены и использованы при моделировании процесса цементирования. Требования ОТ, ТБ и ООС при проведении опрессовки открытого ствола не отличаются от требований

56 ROGTEC

Объем закачанного бурового раствора, л Volume of injected drilling mud, l

Давление на устье скважины, МПа Wellhead pressure, MPa

Time, min

2

8,04

37,98

37,98

0.5

0.5

0

4

24,13

75,96

113,94

1,0

1,0

0,5

2

43,43

18,99

132,93

1,2

0,8

0,6

2

65,95

37,98

170,91

1,4

1,2

0,8

2

91,69

56,97

227,88

1,6

1,2

1,0

1

120,64

18,99

246,87

1,8

1,4

1,2

2

152,81

56,97

303,84

2,0

1,5

1,3

11

193,03

140

443,84

2,5

2,0

1,8

5

241,29

80,00

523,84

3,0

2,4

2,2

7

299,19

55,00

578,44

3,8

2,7

2,5

Время, мин

360,32

Pк.п фактическое Actual

Все значения градиентов гидроразрыва были учтены при планировании бурения скв. 2, проведена опрессовка ствола при глубине 3162 м. Данные результатов опрессовки и график давлений представлены в таблице и на рис. 2. Следует отметить, что давление начала утечки не было достигнуто, причем целенаправленно, по ряду причин: первый опыт, значение, достаточное для выдерживания давления цементного столба, и т.д.

This resulted in an unprecedented acceleration of well construction times in the Konnovskoye Field due to the careful consideration of all the technological solutions for

Pтр фактическое

Реализация плана Впервые целевая опрессовка ствола была проведена в скв. 2 Конновского месторождения. Объект был выбран не случайно (месторождение относится к категории сложнопостроенных), и проведению работ предшествовала тщательная подготовка. В предыдущей скв. 1, находящейся на этом же кусте, в процессе бурения под эксплуатационную колонну было вскрыто 13 зон поглощения.

All the frac gradient values were taken into account when drilling Well No. 2 and the borehole was pressure-tested at 3162 m. The pressure-testing data and the pressure curve are shown in the Table and in Fig. 2. It should be noted that the pressure at which the leak starts, was not reached. This was done on purpose for a number of reasons, such as, that it was the first attempt, the value required to withstand the cement column pressure, etc.

Pтр теоретическое Theoretical

4. Полученные данные необходимо учитывать в соответствии с предполагаемой горно геологической моделью [3], а также инициировать пересчет группового проекта согласно уточненным данным или учитывать уточненную информацию при разработке новых групповых рабочих проектов.

Plan Implementation For the first time, targeted borehole pressure testing was performed in Well No. 2 at the Konnovskoye Field. This field was selected for a reason (it is classified as a structurally complex field) and thorough preparation was performed before the work started. In the previous well No.1 at the same well pad, during drilling to run production casing, 13 lost circulation zones were penetrated.

фактический накопленный Actually accumulated volume

3. По достижении проектного забоя имеются реальные данные, которые можно учитывать для моделирования цементирования – решается задача подъема цемента до нужной глубины и при прочих равных условиях сдача скважины, полностью соответствующей проектным решениям, в эксплуатацию.

Group Well Design re-calculation should be also initiated using verified data and the updated information should be used in development with the new Group Well Designs.

фактический Actual

нахождении КНБК в башмаке колонны. Для учета влияния статистического напряжения сдвига бурового раствора на распределение давления по стволу, которое описывалось выше, замеряется давление в трубном и затрубном пространствах.

теоретически накопленный Theoretically accumulated volume

3,8

Примечание. Pтр, Pк.п – давление соответственно в трубном и кольцевом пространстве образовавшейся трещины Note: Pтр (tubing), Pк.п (annulus) – tubing and annulus pressures respectively www.rogtecmagazine.com

DRILLING the prevention of lost circulation. In the course of drilling only one lost circulation zone was penetrated at 3693 m.

All the other zones were drilled without circulation loss and the zone at 3693m was eliminated with bullheading at the pressure determined during the pressure testing at 3162 m.

Values of PГРП (frac) for this depth were taken into account and used to model the cementing process.

Давление на стояке, МПа - Standpipe pressure, MPa

6

5 4

3

HSE requirements to the interval borehole pressure testing are no different from the requirements for pressure-testing of the well control equipment, and assessment of the technological risks, which comes down to the minimum permissible level when replicating the operations, thus testifying to the increased experience of our employed personnel.

2

1 План - Planned Факт – Actual

0 500

1000

Объем бурового раствора, л – Volume of Injected Drilling Mud, litres

Рис. 2. Зависимость давления на стояке от объема закачанного бурового раствора Fig. 2. Standpipe pressure versus Volume of Injected Drilling Mud при опрессовке противовыбросового оборудовния, а оценка технологических рисков сводится к минимально допустимому уровню при тиражировании операции и таким образом свидетельствует о повышении опыта привлеченного персонала. Заключение Прогнозирование поглощений бурового раствора путем поинтервальной опрессовки ствола скважины позволяет в соответствии с реальными условиями, после согласования с проектным институтом, подобрать цемент необходимой системы и плотности для обеспечения прочности и достижения высоты подъема цемента согласно проекту. Кроме того, это дает информацию о фактическом «самом слабом месте ствола» для расчета критического объема притока и недопущения подземного выброса в случае ГНВП. Получаемая уточненная геологическая информация о градиентах будет использована при планировании строительства будущих скважин и принятия заблаговременных технологических решений с целью предупреждения поглощений. Экономический эффект достигается за счет экономии на суточной ставке бурового станка и отказа от оборудования УСЦ, а также за счет прогнозирования зон поглощения: если учесть, что катастрофические зоны поглощения, как правило, довскрываются с неоднократной установкой кольматирующих пачек и последующим их закреплением цементным мостом, то отсутствие одного такого поглощения позволяет сэкономить несколько миллионов рублей. www.rogtecmagazine.com

Conclusion Forecasting drilling mud losses through interval borehole pressure testing allows, in accordance with the actual field conditions and after being approved by a design institute, the selection of the required cement system and mud weight to ensure reaching the designed cement strength and top. Apart from this, it will provide information about the weakest area of the hole. Such information could be used to calculate a critical kick influx and prevent an underground blowout in case of gas, oil and water production. The received and updated geological information on the gradients will be used to plan future well construction and provide timely technological solutions to prevent mud loss.

The economic effect is attained due to saving on the drilling rig daily rates and on abandoning the use of cementing stage collars, as well as forecasting gas, oil and water production.

Loss areas: considering that areas of mud loss are, as a rule, additionally penetrated through bullheading and the subsequent installation of a cement plug, the elimination of one such area of mud loss saves several million Roubles. Список литературы / References 1. Staroshchuk A.V., Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2011, no. 4,pp. 90-93 2. Semenyakin V.S., Semenyak M.V., Semenyakin P.V., Gazovaya promyshlennost’ = GAS Industry of Russia, 1997, no. 12, pp. 50–52.

3. Metodicheskoe rukovodstvo OLF-117 po tselostnosti skvazhin (Methodological guidance OLF-117 on the integrity of wells), Norwegian Oil and Gas Association, 2008.

This article is based on the presentation made by A. A. Voronin at the IX MultiRegional Scientific and Technical Conference of Young Specialists (second prize). The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.1, 2015, pp.28. Printed with permission from the Editorial Board. Статья подготовлена на основе доклада, сделанного А.А. Ворониным на IX Межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов (II место). Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2015 г., стр. 25; ISSN 2-74-2339. Публикуется с разрешения редакции.

ROGTEC 57

ОБЗОР РЕГИОНА

Иран ждет высоких технологий Iran - Craving Advanced Technology Вадим Кравец

Vadim Kravets

В

I

о второй половине октября 2015 года Президент США Барак Обама отдал распоряжение Правительству страны подготовить документы, которые запускают процесс снятия санкций с Ирана. Санкции будут сняты частично – отмена затронет ту часть ограничительных мер, которые касаются иранской ядерной программы, но при этом сохранится та часть санкций, которая увязана с программой разработки крылатых ракет. В то же время Евросоюз отложил процесс снятия санкций как минимум до января следующего года, чтобы предварительно убедиться, что тегеранские власти реально демонтируют центрифуги, уничтожают обогащенный уран и перестраивает реактор на тяжелой воде в городе Араке. Санкции, введенные против Ирана, можно разделить на группы, в зависимости от стороны, их установившей. По этому признаку в настоящее время они являются следующими: » санкции США; » санкции Евросоюза; » объединенные санкции Канады, Австралии, Южной Кореи и Японии; » санкции ООН.

58 ROGTEC

n late October 2015, US President Barack Obama ordered the Government to prepare documents that would begin the process of removing the sanctions against Iran. The Iranian nuclear program will now be free from restrictions, yet the sanctions against cruise missile development will remain in force. The European Union said it would not lift the sanctions until at least next January to make sure Iran had in fact began to dismantle centrifuges, destroy the enriched uranium and rebuild the heavy water reactor in Arak.

Sanctions against Iran can be divided into several categories depending on who imposed them. Broken down this way, they include: » sanctions imposed by the US; » sanctions imposed by the EU; » joint sanctions imposed by Canada, Australia, South Korea and Japan; » sanctions imposed by the UN. The United States were the first to impose sanctions in several stages.

1979 was the year of Iran’s Islamic Revolution. Soon afterward, rumors began to circulate that Shah Mohammad Reza Pahlavi, who had fled the country www.rogtecmagazine.com

COUNTRY PROFILE Наиболее ранними по времени введения являются санкции США, которые устанавливались в несколько стадий. В 1979 году в Иране произошла Исламская революция. Вскоре появились слухи о том, что бежавший из страны незадолго до революции шах Мохаммед Реза Пехлеви, возможно, получит политическое убежище в США. В ответ на эти слухи группа радикально настроенных студентов захватила американское посольство в Тегеране, при этом 52 дипломата попали в плен. В ответ США заморозили все иранские авуары и золотые запасы в своих банках. Санкции включили в себя полный запрет гражданам и компаниям США вести бизнес в Иране или участвовать в совместных предприятиях с иранскими компаниями, в том числе в нефтегазовой отрасли. Американское Правительство также подвергло санкциям предприятия третьих стран, которые нарушают условия американского эмбарго. Вторая волна санкций США была введена во время ирано-иракской войны 1980-1988 годов. В частности, введенные дополнительно в 1984 году санкции предусматривали запрет международным финансовым организациям на выдачу кредитов Ирану, всем странам — на продажу оружия и всякую помощь Ирану. В 1987 году был полностью запрещен всякий товарообмен между США и Ираном. В 1995 году впервые были введены некоторые послабления: указом Президента США Билла Клинтона разрешалось продавать в Иран американские невоенные товары через третьи страны. В 1996 году Конгресс США утвердил закон о новых ограничениях, в котором было в частности указано, что любая компания, инвестировавшая в нефтяную энергетику Ирана более $20 млн, будет подвержена санкциям, среди которых: » запрет на межбанковскую деятельность; » аннулирование лицензий компаний-нарушителей на экспорт оборудования в США; » запрет на кредиты объемом более $10 млн долларов у американских банков; » запрет американским компаниями инвестировать средства в компанию-нарушитель; » запрет на покупку долговых обязательств американского правительства; » запрет американским компаниям импортировать оборудование в указанное государство. В настоящее время санкции США в основном регламентируются следующими документами. Закон CISADA (2010 год) запрещает американским www.rogtecmagazine.com

shortly before the revolution, may be granted political asylum in the United States. Angered by these rumors, a group of radical students stormed the US Embassy in Tehran, taking 52 diplomats hostage. In response, the United States froze all Iranian assets and gold reserves in US banks. The sanctions banned United States individuals and entities from doing business in Iran or engaging in joint ventures with Iranian companies, including in the oil and gas sector. The US Government had also introduced sanctions against companies identified to be breaching the American embargo, no matter what country they were from.

The second wave of the US sanctions was introduced during the Iran-Iraq War of 1980-1988. In particular, sanctions introduced in 1984 banned lending to Iran by international financial institutions and prohibited arms sales and any kind of aid to Iran. In 1987, all trade between the United States and Iran was banned.

In 1995, the sanctions were eased a little for the first time: US President Bill Clinton allowed sales of US non-military goods to Iran through third-party countries.

In 1996, the United States Congress passed the law introducing the new restrictions, saying that any company that invested more than $20 million in Iran’s energy sector would be punished by sanctions, such as: » ban on interbank operations; » cancellation of licenses for exporting equipment to the US; » ban to borrow more than $10 million from American banks; » ban on American companies to invest in the company accused of sanctions breaching; » ban on purchasing US Treasury Securities; » ban for American companies to sell equipment to certain countries.

Currently, the US sanctions are mainly regulated by the following documents.

The Comprehensive Iran Sanctions, Accountability, and Divestment Act (CISADA) signed in 2010 forbids US and non-US companies from selling petrol and equipment for petrol production to Iran and allows the United States Treasury Department to impose «secondary» sanctions against foreign banks which help the Iranian Government to develop nuclear weapons (missile delivery systems) or cooperate with Iranian individuals or companies included in the UN or United States blacklists. Such foreign banks may not be allowed to open or use correspondent accounts in the United States.

Executive Order No. 13590 of US President Barack Obama (2011), authorizing the imposition of sanctions against foreign companies providing equipment or services to Iran’s oil and gas and petrochemical sectors.

ROGTEC 59

ОБЗОР РЕГИОНА и иностранным компаниям продавать Ирану бензин и оборудование для его производства и позволяет Минфину США вводить «вторичные» санкции против иностранных банков, помогающих иранскому правительству разрабатывать ядерное оружие (ракетные системы его доставки) или сотрудничающих с иранскими лицами и предприятиями, внесенными в черные списки ООН или США. Таким иностранным банкам может быть отказано в открытии или использовании корреспондентских счетов в США. Указ № 13590 Президента США Барака Обамы (2011 год) вводит наказания иностранным фирмам, которые предоставляют Ирану оборудование или услуги, направленные на совершенствование нефтегазовой или нефтехимической отраслей. Закон National Defense Authorization Act (2011 год) вводит санкции против иностранных банков, проводящим транзакции с Центральным банком Ирана.

The National Defense Authorization Act (2011), imposing sanctions against foreign banks conducting transactions with the Central Bank of Iran.

Executive Order No. 13622 of US President Barack Obama (2012), introducing sanctions against foreign financial institutions purchasing oil or petroleum products from Iran.

The Iran Threat Reduction Act (2012), extending sanctions against foreign banks operating in the interests of Iran’s oil and gas sector.

Executive Order No. 13645 of the US President (2013), prohibiting foreign companies with operations in the United States from providing goods or services to Iran’s automotive industry and also prohibiting foreign banks from conducting transactions in Iranian rials.

Закон Iran Threat Reduction Act (2012 год) расширяет санкции против иностранных банков, осуществляющих операции в интересах нефтегазового сектора Ирана.

During 2010-2012, the EU imposed the following sanctions against Iran: » a ban on supplying «critical» technologies and equipment to Iran’s oil and gas sector, and also on any investment by European companies in Iran’s oil and gas sector (2010); » a ban on the import of Iranian crude oil, petroleum products and natural gas (2012); » a ban on the export of key metals, such as aluminum and steel, to Iran (2012); » cutting off Iranian banks from the SWIFT system.

Указ Президента США № 13645 (2013 год) запрещает иностранным компаниям с бизнесом в США поставлять товары или услуги для иранского автомобилестроения, а также запрещает иностранным банкам проводить транзакции в иранских риалах.

The joint sanctions of Canada, Australia, South Korea and Japan (2010) included restrictions in the financial sector and did not affect Iran’s oil and gas sector. Similarly, the oil and gas sector was not affected by the UN sanctions set forth in four resolutions: No. 1737 of 2006, No. 1747 of 2007, No. 1803 of 2008 and No. 1929 of 2010.

Евросоюз в период 2010-2012 годов наложил следующие санкции на Иран: » запрет на поставки в Иран «ключевых» технологий и оборудования для нефтегазового сектора, запрет на инвестиции европейских компаний в нефтегазовый сектор Ирана (2010 год); » запрет на импорт сырой нефти, нефтепродуктов и природного газа из Ирана (2012 год); » запрет на экспорт в Иран ключевых металлов, таких как алюминий и сталь (2012 год); » отключение иранских банков от системы финансовых коммуникаций SWIFT.

The above restrictions have had a significant impact on many sectors of the Iranian economy. Sanctions introduced in 2011-2012 were especially painful for the oil and gas sector. As a result, crude oil exports from Iran fell by approximately 1 mln barrels per day (bpd).

Указ № 13622 президента США Барака Обамы (2012 год) устанавливает санкции для иностранных финансовых институтов, которые покупают нефть или нефтепродукты из Ирана.

Объединенные санкции Канады, Австралии, Южной Кореи и Японии (2010 год) были направлены на ограничения в финансовой сфере и не затрагивали нефтегазовую отрасль Ирана. Аналогично не затронули нефтегазовую отрасль санкции ООО,

60 ROGTEC

According to the International Monetary Fund (IMF), Iran’s revenues from natural gas exports in the 2011/2012 fiscal year (which ended on March 20, 2012) reached $118 billion. In the 2012/2013 fiscal year, these revenues declined by 47%, down to $63 billion. The IMF says that in the 2013/2014 fiscal year, Iran’s revenues declined even further – by 11%, dropping to $56 billion. This plunge in revenues mirrored the sharp decline in crude oil exports between 2011 to 2013.

On the contrary, exports of the Iranian natural gas increased during 2011-2013. Still, the sanctions have www.rogtecmagazine.com

COUNTRY PROFILE регламентированные четырьмя резолюциями - № 1737 от 2006 года, № 1747 от 2007 года, №1803 от 2008 года и №1929 от 2010 года. Перечисленные выше ограничительные меры существенно повлияли на развитие многих отраслей экономики Ирана. Особенно сильно санкции, введенные в 2011-2012 годах, оказали негативное влияние на нефтегазовую отрасль страны. В результате экспорт сырой нефти из Ирана снизился примерно на 1 млн баррелей в сутки. По данным Международного Валютного Фонда (МВФ), доходы Ирана от экспорта газа в 2011/2012 фискальном году (окончился 20 марта 2012 года) составили $118 млрд. В 2012/2013 фискальном году эти доходы упали на 47%, до $63 млрд. По оценке МВФ, в 2013/2014 фискальном году они снизились еще более - на 11%, до $56 млрд. Такие потери в доходах объясняются резким сокращением объемов экспорта нефти с 2011 по 2013 год. Экспорт природного газа из Ирана в 2011-2013

impeded development of Iran’s largest natural gas project, the South Pars field in the Persian Gulf. Containing 40% of the country’s natural gas resources, the project was abandoned by foreign investors.

At the end of November 2013, Iran and five permanent members of the UN Security Council – the United States, United Kingdom, France, Russia and China, plus Germany (“5 +1”) – signed a Joint Action Plan. The Plan began to be implemented in January 2014. After six months of negotiations, Iran agreed to cancel or suspend certain parts of its nuclear program in exchange for easing some of the sanctions.

In April 2015, Iran and six world powers (United States, Russia, China, United Kingdom, France, Germany) together with the EU agreed on the key details of the agreement on Iran’s nuclear program. If the deal is successful, the international sanctions against Iran will be lifted. The parties agreed that the final agreement, ensuring the peaceful nature of the Iranian nuclear program, should be concluded before the end of June 2015.

ОБЗОР РЕГИОНА годах, напротив, увеличился. Тем не менее санкции оказали негативное влияние на реализацию крупнейшего газового проекта в стране – освоение месторождения Южный Парс в Персидском заливе. На этом месторождении сосредоточено 40% газовых запасов страны. Из этого проекта ушли иностранные инвесторы. В конце ноября 2013 года Иран и пять постоянных стран-членов СБ ООН — США, Великобритания, Франция, Россия и Китай, плюс Германия («5+1») — заключили «План совместных действий». Реализация Плана началась в январе 2014 года. Согласно документу, Иран согласился свернуть или заморозить часть своей ядерной программы в течение шести месяцев переговоров в обмен на некоторое смягчение санкций. В апреле 2015 года Иран и шесть мировых держав (Россия, США, Китай, Британия, Франция, ФРГ) и ЕС договорились о ключевых параметрах соглашения по иранской ядерной программе. В случае успеха сделки международные санкции с Ирана будут сняты. Стороны договорились, что окончательное соглашение, которое гарантирует мирный характер иранской ядерной программы, должно быть заключено до конца июня 2015 года. В середине июля 2015 года Иран и шесть перечисленных выше стран согласовали комплексный план действий по окончательному урегулированию иранской ядерной проблемы и заключили соответствующее соглашение. Согласно подписанному соглашению Иран обязуется не стремиться обладать, разрабатывать или получать доступ к любому виду ядерного оружия. В обмен со страны снимают некоторые виды санкций (США оставляют в силе санкции, связанные с нарушениями прав человека в Иране). Функции по проверке выполнения обязательств, относящихся к ядерной деятельности Ирана в рамках договоренностей, возложены на Международное агентство по атомной энергии (МАГАТЭ). Достигнутое в июле 2015 года соглашение подразумевает снятие санкций на нефтегазовую и финансовую отрасли Ирана. В результате Иран планирует снова занять рыночную долю в 42-43% на европейском рынке сырой нефти, которой эта страна обладала до введения санкций. В середине марта 2015 года министр нефти Ирана Биджан Намдар Зангане заявил, что его страна в состоянии нарастить экспорт нефти на 1 млн баррелей в сутки в течение нескольких месяцев после снятия эмбарго. Однако большинство экспертов считают, что наращивание экспорта может произойти в пределах 500 тыс. баррелей в сутки.

62 ROGTEC

In mid-July 2015, Iran and six the above mentioned countries agreed on a comprehensive action plan for the final resolution of the Iranian nuclear problem and concluded an agreement. According to this document, Iran agrees not to seek to possess, develop or obtain access to any kind of nuclear weapons. In exchange, the United States will remove certain sanctions against Iran (the sanctions related to human rights violations in Iran will remain in force). The International Atomic Energy Agency (IAEA) will be responsible for making sure that Iran fulfills its obligations with respect to its nuclear program, as stipulated in the agreement.

Concluded in July 2015, the agreement lifts the sanctions against Iran’s oil and gas and financial sectors. As a result, Iran plans to restore its pre-sanctions market share of 4243% on the European market of crude oil.

In the middle of March 2015, Iran’s Oil Minister Bijan Namdar said Iran was in a position to increase its oil exports by 1 million bpd within a few months after the removal of the embargo. However, most experts believe that Iran is unlikely to increase its exports by more than 500,000 bpd.

In the short term, Iran will be able to increase its oil exports by tapping the country’s accumulated reserves rather than by increasing production. ANZ Bank believes that Iran has 30 million barrels of oil stored in tankers. Brokerage company EA Gibson Shipbrokers Ltd says that it is closer to 34.5 million barrels. According to the US Government, Iran stores 7-17 million barrels of crude oil in tankers and reservoirs. The boldest estimate with respect to Iran’s oil reserves is 37 million barrels.

According to World Bank, if Iran returns on the global oil market early in 2016, the price for one barrel of Brent oil can fall from $48-50 (mid-October 2015) to $38-40 per barrel. Pessimists say the price may plunge to as low as $20 per barrel of Brent oil.

Tough Setup

About 80% of the Iranian oil is concentrated in the fields in Khuzestan Province, as well as on the offshore fields in the Persian Gulf. Production costs in these regions reach $3-4 per barrel.

Iran’s fields have a relatively high decline rate of 8%-11%, combined with low oil recovery rate of 20-25%. This requires a standard set of measures to prevent a decline in production, such as high-tech directional drilling of new wells with proper support operations, sidetracking in wells with low flow rates and various methods of enhanced oil recovery. All this means Russian oilfield service companies with their lack of advanced technologies won’t get any piece of the Iranian pie. www.rogtecmagazine.com

COUNTRY PROFILE The Iranian oil is mediumsulphurous, with an API gravity of 28-36. Two grades of crude oil, Iran Heavy and Iran Light, account for 80% of Iran’s oil production. Other grades include Froozan, Soroush/ Norouz, Doroud, Sirri and Lavan Blend.

Iran’s largest oil fields are onshore.

These include Ahwaz-Asmari, Marun and Gachsaran, all of which are located in Khuzestan Province.

Iran’s largest offshore oilfield is Abuzar producing 175,000 bpd.

Iran Heavy accounts for 45% of Iran’s crude oil. It is mostly produced at onshore oilfields in the country’s southern regions.

Gachsaran and Marun are the two largest fields producing Iran Heavy.

This grade is also produced at Rag-e-Safid, Ahwaz, Bangestan, Mansouri and Bibi Hakimeh with high degree of depletion.

Iran Light is produced at several offshore fields in Khuzestan with three fields producing 70% of this grade: Ahwaz-Asmari, Karani and Agha Jari. Many of the fields that produce Iran Light have been in use for decades and are declining rapidly.

Needless to say that many Russian oilfield service companies are technologically weak and hardly capable of offshore drilling, including enhanced oil recovery or sidetracking.

The manufacturers of offshore Рисунок 1. Карта крупнейших нефтегазовых месторождений Ирана production equipment are out of Figure 1. Iran’s major oil and natural gas deposits the question. There is a reason why sanctions against Russia are intended to target offshore, in particular, Arctic oil and gas Резкое увеличение экспорта нефти из Ирана в projects: they are hitting in the weakest spot of Russia’s краткосрочной перспективе, наиболее вероятно, oil and gas sector. Before the sanctions were imposed, будет достигнуто не за счет роста объемов Russian manufacturers did not plan to produce offshore нефтедобычи в стране, а за счет использования equipment, as there is no need in mass production. In this накопленных ее запасов. По расчетам банка ANZ, field, import substitution still remains wishful thinking for Иран хранит в танкерах 30 млн баррелей нефти. the most part. Брокерская компания EA Gibson Shipbrokers Ltd считает, что объем запасов составляет 34,5 млн баррелей. По Discovered in 1999, Azadegan was Iran’s biggest oil оценкам Правительства США, объем запасов нефти, discovery in three decades. It contains 6-7 billion barrels хранящейся в танкерах и наземных резервуарах Ирана, www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 63

ОБЗОР РЕГИОНА составляет порядка 7–17 млн баррелей. Верхний предел экспертной оценки накопленных запасов нефти в Иране оценивается в 37 млн баррелей.

of proven oil reserves, but the field’s complex geologic formation complicates its development. This field consists of North and South Azadegan.

В результате возможного уже в начале 2016 года восстановления экспорта иранской нефти, согласно оценкам Всемирного банка, цена одного барреля нефти сорта Brent может уменьшиться с $48-50 (котировки на середину октября 2015 года) до $38-40. Наиболее пессимистичные оценки дают большую величину падения – до $20 за баррель нефти сорта Brent.

CNPC was contracted for a two-phase development of North Azadegan, with ultimate total production estimated at 150,000 bpd (75,000 barrels per each phase). The first phase will be implemented in 2015-2016 with development costs reaching $2 billion.

Этот неприятный расклад

Около 80 % нефти Ирана залегают на месторождениях провинции Хузестан и на шельфовых месторождениях Персидского залива. Лифтинг-косты в этих регионах достигают $3-4 за баррель. Месторождения Ирана имеют относительно высокие темпы истощения — 8%–11%, в сочетании с низким коэффициентом нефтеотдачи в 20%–25%. Упомянутые факторы предопределяют обычный набор рецептов для сдерживания падения добычи – это высокотехнологичное горизонтальное бурение новых скважин при соответствующим уровне операций по его сопровождению, зарезки боковых стволов (ЗБС) на скважинах с низким дебитом, различные методы по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП). Подобные обстоятельства сразу отсекают весь низкотехнологичный сектор российских нефтесервисных компаний от дележа иранского нефтесервисного пирога. По содержанию серы иранская нефть является средне-сернистой, с плотностью от 28 до 36 градусов API. На два сорта нефти — Iran Heavy и Iran Light — приходится 80% от нефтедобычи страны. Другие сорта нефти включают Froozan, Soroush/Norouz, Doroud, Sirri и Lavan Blend. Крупнейшие месторождения Ирана являются наземными. К ним относятся Ахмаз-Асавари, Марун и Гашаран, расположенные в провинции в провинции Хузестан. Наибольшим шельфовым месторождением Ирана является Абузар. Добыча на нем достигает 175 тыс. баррелей нефти в сутки. В общей сложности на сорт Iran Heavy приходится 45% от общей нефтедобычи страны. Он в основном добывается на материковых месторождениях на юге Ирана. Гашаран и Марун — два крупнейших месторождения, на которых получают Iran Heavy. Кроме того, этот сорт добывается и на месторождениях Раги-Сафид, Ахваз, Банегстан, Мансури, и Биби-Хекимес с высокой степенью выработанности.

64 ROGTEC

Many years of international experience suggest that Russian oilfield service companies have little chances of becoming part of this project. Chinese oil companies normally prefer to work with Chinese contractors or major international oilfield service giants, if necessary.

In 2004, a consortium including NIOC (National Iranian Oil Company, 25%) and Japan’s INPEX (75%) signed an agreement to develop South Azadegan. However, INPEX eventually withdrew from the project. In 2009, CNPC signed a memorandum of understanding with NIOC for a $2.5 billion contract to develop South Azadegan. In 2011, the Chinese company received a license. The project’s production target was to reach 260,000 bpd in a two-phase effort (150,000 and 110,000 respectively). However, in 2014 NIOC terminated its contract with CNPC citing unacceptable delays.

This is where Russian oilfield service companies may become relevant. Yet, one cannot ignore the fact that once the sanctions are lifted, Schlumberger, Halliburton and Weatherford will return to Iran. Full-fledged competition may cause price wars and bring down margins to the minimum acceptable level.

Yadavaran Field is another large upstream project. It contains 3.2 billion barrels of recoverable oil and 2.7 trillion cubic feet of natural gas. At the end of 2007, China’s Sinopec signed a repurchase contract promising to invest $2.5 billion. In 2013, the field produced 25,000 bpd.

By mid-2015, production increased to 85,000 bpd. It is planned that at the second phase of development (by 2018) production will reach 100,000 bpd. This situation with Sinopec has a lot in common with the CNPC story. Summing up all the above, we can say that the chances of certain Russian oilfield service companies entering the Iranian market in order to make up for their financial losses in Russia are rather slim.

Once the sanctions are removed, Iran will expect to benefit from advanced technologies that can be provided by major international companies, such as Schlumbeger, Halliburton and Weatherford. The only way to compete with them is to offer better technologies (which is something that Russian companies are hardly capable of) or extremely low prices.

This setup makes it difficult for Russia’s largest oilfield service companies to use Iran to compensate for their lost revenues on the Russian market. www.rogtecmagazine.com

COUNTRY PROFILE Сорт Iran Light добывается на нескольких шельфовых месторождений в Хузестане. Примерно 70% этого сорта поступает с трех месторождений: Ахваз-Асмарии, Карани и Ага-Джари. Многие месторождения, на которых добывается Iran Light, являются выработанными, им уже десятки лет и добыча на них быстро сокращается. Излишне напоминать, на каком технологическом уровне стоят многие российские нефтесервисные компании и могут ли они вести эксплуатационное бурение на офшоре, проводить там операции ПНП или ЗБС. Про производителей офшорного добычного оборудования вообще говорить не приходится. Наложенные на Россию западные санкции не зря нацелены на офшорные, в частности арктические, нефтегазовые проекты – они бьют по самому уязвимому отечественной нефтегазовой отрасли. Российские производители до ввода санкций не собирались выпускать офшорное оборудование ввиду его мелкосерийности. А импортозамещение в этой сфере до сих пор остается по большей части красивым лозунгом. Относительное новое месторождение Азадеган на момент своего обнаружения в 1999 году было крупнейшим открытием Ирана за 30 лет. Оно содержит 6-7 млрд баррелей доказанных запасов нефти, но его геологическая сложность делает извлечение трудным. Это месторождение поделено на две части: Северный и Южный Азадеган. Разработкой Северного Азадегана занимается CNPC в рамках двух фаз, общий объем добычи оценивается в 150 тыс. баррелей в сутки (по 75 тыс. баррелей на каждую фазу разработки). Первая фаза будет введена в 2015-2016 годах, ее стоимость составит примерно $2 млрд. Многолетний зарубежный опыт подсказывает, что и здесь рассчитывать российским нефтесервисникам особенно не на что. Китайские добычники обычно выбирают в качестве подрядчиков своих соотечественников или, при необходимости, крупных международных нефтесервисных игроков. В 2004 году консорциум в составе NIOC (National Iranian Oil Company, 25%) и японской INPEX (75%) подписал соглашение по разработке Южного Азадегана. Однако в дальнейшем INPEX остановила свою деятельность. В 2009 году CNPC подписала меморандум о взаимопонимании с NIOC по контракту на $2,5 млрд по разработке Южного Азадегана. Лицензию китайская компания получила в 2011 году. Целевой уровень добычи по этому проекту составлял 260 тыс. баррелей в сутки в двух фазах (150 и 110 тыс. соответственно). Однако в 2014 году NIOC www.rogtecmagazine.com

объявила о разрыве контракта с CNPC в связи с постоянными задержками проекта. Здесь есть ниша для отечественных нефтесервисных игроков. Но и в этом случае необходимо понимать, что после отмены санкций в Иран возвратятся Schlumbeger, Halliburton и Weatherford. Полноценная конкуренция с ними может привести к ценовым войнам и снижению маржинальности операций до минимально допустимого уровня. Месторождение Ядаваран — еще один крупный проект в области upstream. Оно содержит 3,2 млрд баррелей извлекаемых запасов нефти и 2,7 трлн куб. футов газа. В конце 2007 года китайская Sinopec подписала контракт обратного выкупа, согласно которому она должна была инвестировать $2,5 млрд. В 2013 году с месторождения добывалось 25 тыс. баррелей нефти в сутки. К середине 2015 года добыча возросла до 85 тыс. баррелей в сутки. Планируется, что во второй фазе разработки месторождения (к 2018 году) добыча здесь вырастет до 100 тыс. баррелей нефти в сутки. Эта ситуация с Sinopec в целом аналогична CNPC. Суммируя все вышесказанное можно заключить, что надежды некоторых российских нефтесервисных компаний на вхождение на иранский нефтесервисный рынок с целью компенсации финансовых потерь внутри России по большей части тщетны. На этом рынке после отмены санкций ждут высоких технологий, которые могут предоставить в первую очередь крупнейшие международные компании, такие как упомянутые выше Schlumbeger, Halliburton и Weatherford. Конкурировать с ними можно лишь предоставляя или более совершенные технологии, что применительно к российским нефтесервисникам сомнительно, либо предлагая услуги по крайне низким расценкам. При таком раскладе восполнить за счет Ирана выпадающие внутри Российской Федерации доходы даже крупнейшим отечественным нефтесервисным компаниям будет затруднительно. За дополнительной информацией об отчетах RPI, пожалуйста, обращайтесь к Иванцовой Дарье: +7 (495) 502 5433 / 778 9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-consult.com / www.rpi-research.com For additional information on PRI reports, please contact Daria Ivantsova: +7 (495) 502 5433 / 778 9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-consult.com / www.rpi-research.com

ROGTEC 65

ДОБЫЧА

«ТННЦ»: Численные исследования технологической эффективности трехрядной системы разработки с применением гидроразрыва пласта TNNC: How Well Spacing Patterns Affect Production After Fracturing Д.Р. Гильмиев, к.ф.-м.н., А.П. Коваленко, к.т.н. (ООО «ТННЦ») drgilmiev@rosneft.ru

D.R. Gilmiev, Ph.D., A.P. Kovalenko, Ph.D. (TNNC LLC) drgilmiev@rosneft.ru

Введение Одной из проблем, возникающих при разработке и планировании программы геолого-технических мероприятий для нефтяных залежей с применением гидроразрыва пласта (ГРП), является выбор скважинкандидатов для проведения данной операции. Этой проблеме посвящено множество исследований [1–3]. Так, в работе [1] на основе модели стационарной фильтрации однородной жидкости проанализировано влияние трещин ГРП бесконечной проводимости на эффективную продуктивность скважин при трехрядной, пяти – и девятиточечной системах разработки и показано, что при любой системе наибольшую эффективность можно достичь при проведении ГРП во всех скважинах участка. В работе [2] также исследовалось влияние гидроразрыва на продуктивность скважин в различных периодических системах заводнения. В качестве объекта исследования использовалась модель стационарной фильтрации однородной жидкости, наличие трещины моделировалось введением некоторого приведенного радиуса скважины. Сделан вывод, что независимо от системы разработки наибольший дебит жидкости

Introduction When designing and planning zonal stimulation activity program for oil reservoirs with hydraulic fracturing, one of the problems is the proper selection of wells for fracking. This issue was covered in several studies [1-3]. Among these, study one [1], based on a model of the static filtration of the reservoir fluids, analysed the fracture’s influence with non-limited conductivity in regards to the well’s production with three -, five - and nine - well spacing patterns; it also showed that the ultimate production can be achieved when all the wells undergo fracturing. The study [2] also covered the impact of hydraulic fracturing on the well productivity in various periodic waterflood systems. The stationary reservoir fluid filtration model was used as the object of the study; presence of fracture was simulated by the introduction of a certain equivalent well parameters. The conclusion obtained and independent of the development system, was that the greatest flowrate is obtained when only the injection wells are hydraulically fractured.

66 ROGTEC

The study [3] analysed the process of measuring oil movement in a 3 well spacing pattern whilest hydraulically www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION получен в варианте с проведением ГРП только в нагнетательных скважинах. В работе [3] проанализирован процесс продвижения фронта вытеснения нефти водой в трехрядном элементе симметрии при выполнении ГРП в добывающем фонде. Установлено, что наличие трещин в добывающих скважинах первого ряда при определенных условиях эксплуатации может приводить к их преждевременному обводнению. Исследования технологической эффективности трехрядной системы разработки Проведенный краткий обзор работ показывает некоторые принципиальные разногласия в результатах и выводах. Кроме того, в исследованиях в основном рассматривалось стационарное течение однородной жидкости и анализировалась только продуктивность скважин. Вместе с тем вопрос о том, как влияют длина трещины и выбор скважин-кандидатов для проведения ГРП в условиях нестационарной многофазной фильтрации на коэффициент извлечения нефти (КИН) и темп ее отбора, остается открытым. Для его решения исследуется трехрядная система разработки, состоящая из двух рядов нагнетательных и трех рядов добывающих скважин (рис. 1). В качестве объекта исследования используется двухфазная модель с однородными свойствами. Полагается, что трещины ориентированы параллельно рядам добывающих скважин. Данная модель не ограничена отдельным элементом симметрии, так как в будущем планируется исследовать влияние неоднородности и других факторов. Всего было рассмотрено 20 вариантов, различающихся расположением трещин ГРП в рядах добывающих и нагнетательных скважин и изменением их длин (см. таблицу), расстояние между скважинами постоянно. В фильтрационной модели задавались следующие параметры.

• Двухфазная (нефть, вода) трехмерная модель пласта, 81 x 65 x 4 ячеек.

• Глубина залегания – 2000 м.

• Размер ячеек 25 x 25 x 0,5 м.

• Расстояние между скважинами R=500 м.

• Пористость – 0,15.

• Песчанистость – 1.

• Проницаемость – 0,1 мкм2.

• Начальные условия : - давление – 20 МПа; - водонасыщенность – 0,5.

• Параметры трещин ГРП: www.rogtecmagazine.com

fracturing the producing wells. It established that the presence of fractures in producing wells of first order can lead to their premature flooding under certain operating conditions.

Research on technical efficiency of three row well development system A brief overview of the studies shows some fundamental differences in the results and conclusions. In addition, the studies mainly focused on stationary flow of reservoir fluids and they analysed only the wells production.

However, how to control a fractures length and identify well candidate selection for fracturing based only on the recovery factor and depletion rates remains unclear, in conditions of non-stationary, multiphase flow.

The following case was studied: development system, based on a three-row well spacing pattern, consisting of two rows of injection and three rows of producing wells (Fig. 1). Two-phase model with similar features are used as a study object. It is supposed that the fractures are oriented as parallel to the rows of the producing wells. This model is not limited to individual elements of symmetry, because it is planned to investigate the effects of non-homogeneity and other factors in the future.

R

R √3

1 2 3

Y X

Рис. 1. Общая схема системы разработки: скважины: 1 – нагнетательные; 2 – добывающие первого ряда; 3 – добывающая второго ряда Fig. 1. General scheme of the development system: the wells: 1-injection wells; 2-first row of production wells; 3-second row of production wells.

In total 20 options are considered: they are different due to the fracture location in the rows of producing and injection wells and change in their lengths (please, see the table); the distance in-between wells remains constant.

Flow models have the following pre-set parameters: • Two-phase (oil and water) 3D model of the reservoir, 81 × 65 × 4 cells.

ROGTEC 67

ДОБЫЧА Описание варианта

Номер варианта при длине трещины

2/5R

1/54R

1/84R

Basic option

0

0

0

0

16

Hydrofracturing at all the wells

1

6

11

16

17

Hydrofracturing at all the wells

2

7

12

17

Hydrofracturing at all second spot producing wells

3

8

13

18

Hydrofracturing at all first spot producing wells

4

9

14

19

Hydrofracturing at all injection wells

5

10

15

20

2/5R

1/54R

1/84R

Базовый

0

0

0

0

ГРП во всех скважинах

1

6

11

ГРП по всех добывающих скважинах

2

7

12

ГРП по всех добывающих скважинах второго ряда

3

ГРП по всех добывающих скважинах первого ряда

4

9

14

19

ГРП по всех нагнетательных скважинах

5

10

15

20

13

18

- раскрытие трещины – 10 мм; - проницаемость трещины – 90 мкм2; - длина трещины Lf=1/2R=250 M, Lf=2/5R=200 M, Lf=1/4R=125 M, Lf=1/8R=63 M. • Ориентация трещин – параллельно добывающим рядам.

• Добывающие скважины работают с контролем по водонефтяному разделу (BHP) (10 МПа).

• Нагнетательные скважины работают с контролем по BHP (30 МПа). Расчеты проводились на основании разработанной математической модели [4], валидация созданного численного алгоритма с известными аналитическими и численными решениями представлена в работе [5] и реализована в виде программного продукта FluxSim [6]. Расчеты на моделях показали, что добывающие скважины первого ряда с ГРП характеризуются наибольшей накопленной добычей нефти. В данном варианте не происходит быстрого продвижения фронта вытесняемой воды от нагнетательных скважин к скважинам второго стягивающего ряда в отличие от варианта с проведением ГРП в скважинах второго ряда. ГРП в добывающих скважинах второго ряда приводит к тому, что между первым и вторым рядами добывающих скважин значительно снижается пластовое давление и вода быстро продвигается к скважинам второго ряда, преждевременно обводняя скважины первого ряда (рис. 2). Из рис. 3 следует, что вариант с ГРП в скважинах первого добывающего ряда характеризуется наибольшим КИН, однако темп отбора нефти в варианте с проведением ГРП в скважинах второго добывающего ряда выше, чем в варианте с ГРП в

68 ROGTEC

Номер варианта при длине трещины 1/2 R

1/2 R

8

Option

• Depth - 2000 m.

• Cell dimensions: 25 × 25 × 0.5 m.

• Distance between wells R = 500 m.

• Porosity-0.15.

• Sand content-1.

• Permeability-0.1 µm2.

• Initial conditions: - pressure-20 MPa; - water saturation-0.5.

• Parameters of fractures, resulted from hydrofracturing: - fracture opening-10 mm; - fracture permeability-90 µm2; - fracture length Lf=1/2R=250 M, Lf=2/5R=200 M, Lf=1/4R=125 M, Lf=1/8R=63 M. • Fracture orientation parallel to the producing rows.

• Producing wells are operated with water-oil interface control (WOI) (10 MPa).

• Injection wells are operated with WOI control (30 MPa).

Calculations are made on the basis of developed mathematical model-[4]; validation of the numerical algorithm with known analytical and numerical solutions is presented in the [5] study and it is implemented as the FluxSim [6] software.

Calculations with use of models showed that the production wells with hydrofracturing are characterized by the greatest accumulated oil production. This option does not stipulate a fast advancement of displaced water from the injection wells to the second row wells, unlike the option with hydrofracturing at the second row wells. The hydrofracturing in the second row production wells result in significantly reduced reservoir pressure between the first and second rows of the production wells and the water is moving rapidly to the second row wells, leading to premature flooding in the first row of wells (Fig. 2). www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION 0,53

КИН / Recovery Factor

0,52 0,51 0,50 0,49 0,48 0,47

Вариант / Option Базовый без ГРП Basic option without hydrofracturing

Lf =1/2 R

ГРП во всех скважинах Hydrofracturing at all the wells

Lf = 2/5 R

ГРП во всех добывающих скважинах Hydrofracturing at all producing wells

Lf = 1/4 R

Lf = 1/8 R

ГРП во всех добывающих скважинах второго ряда Hydrofracturing at all second row production wells

ГРП во всех добывающих скважинах первого ряда Hydrofracturing at all first row production wells

ГРП во всех нагнетательных скважинах Hydrofracturing at all injection wells

Рис. 2. Влияние расположения и длин трещин ГРП на КИН Fig. 2. Influence of location and length of hydraulic fracturing on the oil recovery factor 0.55

0.50

0.50

0.45

0.45

Recovery Factor

0.55

КИН

0.40 0.35 0.30 0.25

1 2 3 4 5 6

0.20 0.15 0.10

0

20

40

60

80

100

120

140

0.40 0.35 0.30 0.25

1 2 3 4 5 6

0.20 0.15 160

Объем прокачки, %

0.10

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Washing Volume, %

Рис. 3 Зависимость КИН от объема прокачки при различных вариантах проведения ГРП в скважинах при трехрядной системе разработки (прокачка – отношение накопленной закачки воды к поровому объему пласта): 1 – базовый вариант; вариант при Lf = 1/2R: 2 – ГРП во всех скважинах; 3 – ГРП во всех добывающих скважинах; 4 – ГРП в добывающих скважинах второго ряда; 5 – ГРП в добывающих скважинах первого ряда; 6 – ГРП во всех нагнетательных скважинах

Fig. 3. Figure 3. Dependence of recovery factor from injection volumes with different options for hydraulic fracturing in the wells with three row development system (injection - ratio of accumulated water injection to formation porosity): 1-Basic option; option, when Lf = 1/2R: 2-Hydrofracturing at all the wells; 3-Hydrofracturing at all producing wells; 4-Hydrofracturing at all second row production wells; 5-Hydrofracturing at all first row production wells; 6-Hydrofracturing at all injection wells.

скважинах первого ряда. В данном случае условием отключения добывающих скважин стало достижение 97%-ной обводненности каждой скважины.

Figure 3 shows that the hydraulic fracturing option for the first row wells is characterized by the highest recovery factor, however, the oil depletion rates are higher in case with hydraulic fracturing option for the second row wells, compared to the first option. In this case, reaching 97% well flooding shall be a reason for the abandonment.

На рис. 4 приведены поля распределения нефтенасыщенности для вариантов с проведением www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 69

ДОБЫЧА Figure 4 shows the field distribution of oil saturation for the options with hydraulic fracturing at the time, when the first row wells are flooded at 97%. The oil saturation distribution maps demonstrate that in case of hydraulic fracturing at the second row of production wells (Fig. 4, б), the displacement interface moves faster than in case of hydrofracturing at the first row production wells (Fig. 4, а); however, there are more non-developed reserves of oil in the area of the first row wells.

Oil Saturation

Oil Saturation

ГРП на момент обводнения скважин первого ряда на 97 %. Представленные карты распределения нефтенасыщенности свидетельствуют о том, что при проведении ГРП в скважинах второго добывающего ряда (см. рис. 4, б) фронт вытеснения продвигается быстрее, чем при проведении ГРП в добывающих скважинах первого ряда (см. рис. 4, а), вместе с тем невыработанных запасов нефти в районе добывающих скважин первого ряда остается больше.

Рис. 4. Поле распределения нефтенасыщенности на момент обводнения скважин первого ряда на 97 %: а, б – проведение ГРП в добывающих скважинах соответственно первого и второго ряда; скважины: 1 – нагнетательные; 2 – добывающие первого ряда; 3 – добывающие второго ряда Заключение Таким образом, наибольший КИН достигается в варианте с проведением ГРП в скважинах первого добывающего ряда, наибольший темп отбора нефти – в варианте с выполнением ГРП в добывающих скважинах второго ряда.

70 ROGTEC

Fig. 4. Field distribution of oil saturation at the time of the first row well flooding for 97%: а, b-conducting hydraulic fracturing at the producing wells of the first and second rows respectively: 1-injection wells; 2-first row production wells; 3-second row production wells.

Conclusion Therefore, the highest total oil recovery factor is achieved in case of hydraulic fracturing at the first row production wells; the best oil depletion rates are shown in case of hydraulic fracturing at the second row of production wells.

If the focus is on the highest recovery rates, in practice the option with hydraulic fracturing at the second row www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Если исходить из критерия максимального КИН, то вариант с ГРП в скважинах второго добывающего ряда эффективнее остальных вариантов практически на всей области прокачанного объема (см. рис. 3), за исключением прокачки более 110 %. Большие прокачанные объемы соответствуют отдаленным периодам, во время которых добыча экономически менее интересна (с учетом дисконтирования), чем в начальные периоды. С учетом того, что продолжительность реального эффекта от ГРП на месторождениях обычно составляет 1-4 года [7], вариант с проведением ГРП в скважинах второго добывающего ряда является лучшим как по количеству отобранной нефти, так и темпу ее отбора. Список литературы 1. Мурзенко В.В. Аналитические решения задач стационарного течения жидкости в пластах с трещинами гидроразрыва//Изв. РАН. МЖГ, 1994. – № 2. – С. 74-82.

2. Каневская Р.Д., Кац Р.М. Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах его заводнения // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 6. – С.34-37.

3. Дериглазов Д.Н., Пичугин О.Н., Родионов СП. Численное исследование влияния ориентации трещины гидроразрыва на эффективность заводнения// Сборник трудов научно-практической конференции «Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке». – Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 2000. – Ч.

1. – С. 134-142.

4. Гильмиев Д.Р. Гидродинамическая модель фильтрации жидкости в пласте при наличии трещин гидроразрыва // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С.108-110.

5. Гильмиев Д.Р. Моделирование тепломассопереноса в системе: нефтяной пласт – трещины гидроразрыва – скважины: дис. на соиск. уч. степ. канд. физ.-мат. наук.

– Тюмень, 2013.

6. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ, ПК «FluxSim» №2012618782 от 26.09.12.

7. Economides M.J. et al., Pushing the limits of hydraulic fracturing in Russia, Paper SPE 90357 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, 26-29 September, 2004.

www.rogtecmagazine.com

production wells are the most efficient, compared to other options practically with all the injection area volumes (Fig. 3), with the exception of injecting more than 110%. Large flooding volumes correspond to remote periods, when the production is less profitable from an economic viewpoint (considering the discounting) than during the initial periods. In view of the fact that the duration of the real impact of hydraulic fracturing on the fields is typically only 1-4 year [7], the option of hydraulic fracturing at the second row production wells is the best both in terms of volumes of oil production and of the pace of its depletion.

References 1. Murzenko V.V. Analytical Solutions for Problems of Steady Fluid Flow in Reservoirs with Hydrofractures.

Nwesletter of Russia’s Academy of Sciences. Fluid Dynamics, 1994, no. 2, pp. 214-220.

2. Kanevskaya R.D., Kats R.M., Evaluating Hydraulic Fracturing Effectiveness Under Different Flooding Systems.

Oil Industry, 1998, no. 6, pp. 34-37 3. Deriglazov D.N., Pichugin O.N., S.P., Rodionov.

Numerical Influence of Hydraulic Fracture Orientation on Flooding Efficiency. Reports of Scientific and Practical Conference «Status, Challenges and Development of Oil Industry in the XXI century». Tyumen: Published by SibNIINP, 2000, Part 1, pp. 134-142 4. Gilmiev D.R., Hydrodynamic Model of Fluid Filtration in Reservoir with Well Fracture. Oil Industry, 2013, no. 7, pp.

108-110 5. Gilmiev, D.R. Modelling the Heat& Mass Transfer in s System: Oil Reservoir- Hydrofractures-Wells: Thesis of Candidate of Physical And Mathematical Science, Tyumen, 2013.

6. Certificate of state registration for FluxSim software, no.

2012618782, 26.09.2012.

7. Economides M.J. et al., Pushing the limits of hydraulic fracturing in Russia, Paper SPE 90357 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, 26-29 September, 2004. Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2015 г., стр. 40; ISSN 2-74-2339. Публикуется с разрешения редакции.

The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.1, 2015, pp.40.

Printed with permission from the Editorial Board.

ROGTEC 71

Фото: «Салым Петролеум Девелопмент» Photo: Salym Petroleum Development

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ

КЭС – Эффективный способ эксплуатации месторождений «сланцевой нефти»

Short-Term Well Operation (STWO) as Effective Method of Shale Oil Extraction Н.П.Кузьмичев. ООО «Нефть XXI век», г. Альметьевск

Kuzmichev N. P. Petroleum 21st Century LLC, Almetyevsk

Резкий рост объёмов добычи «сланцевой нефти» в США за предыдущее десятилетие привёл к перепроизводству на мировом рынке нефти. Добыча нефти в 2005-2013 гг. выросла с 5,18 млн до 7,44 млн баррелей в день. В декабре 2014 года она достигла рекордного уровня 9,118 млн баррелей в день [1]. Предложение нефти на рынке превысило спрос на неё. Цены на нефть рухнули, снизившись вдвое. У нефтяных компаний, и до этого испытывавших проблемы из-за повышения себестоимости добычи нефти вследствие ухудшения структуры запасов [2], настали трудные времена. Особые сложности испытывают компании, добывающие «сланцевую нефть». Для них сейчас, снижение себестоимости добычи нефти – «вопрос жизни или смерти». Многие компании в конце 2014 - в начале 2015 года значительно сократили объёмы бурения [1]. Некоторые разорились.

A surge in the production of shale oil in the United States over the past decade caused oversupply on the world oil market. Between 2005 and 2013, oil production rose from 5.18 million to 7.44 million barrels per day. In December 2014, it reached a record level of 9.118 million barrels per day [1]. The supply of oil on the world market has exceeded demand. Oil prices have plummeted by 50 percent. These are challenging times for oil companies which as it is are facing problems due to higher costs of oil production as a result of deterioration of the reserves structure [2]. The situation is extremely dire for shale oil producers. For them, reducing the cost of oil production is a matter of life or death. In late 2014 and early 2015, many companies have significantly scaled back their drilling operations [1]. Some went bankrupt.

Объёмы добычи нефти в США в 2015 году перестали расти так бурно, как в 2014 году, но рост, благодаря набранному темпу, пока

72 ROGTEC

In 2015, oil production in the United States did not grow as rapidly as in 2014, but thanks to the pace gathered it still continues to grow. In the next couple of years, the production is likely to stabilize at 10.2-10.3 million barrels a day and then will decline. Analysts strongly believe that www.rogtecmagazine.com

HARD TO RECOVER продолжается. В ближайшие год-два объёмы добычи, скорее всего, стабилизируются на отметке 10,210,3 млн баррелей в день, а затем могут пойти вниз. У аналитиков есть все основания прогнозировать, что нынешние цены на нефть в ближайшие 5, а то и 10 лет, сколь-нибудь заметно не вырастут [1]. Поэтому снижение себестоимости добычи нефти с целью повышения рентабельности бизнеса – «вопрос № 1» для нефтяной отрасли.

the current oil prices are unlikely to rise noticeably in the next five or even ten years. [1]. Therefore, reducing the cost of oil production in order to increase profitability is the most important issue for today’s oil industry.

The “shale revolution” happened thanks to innovations in oil production particularly improved technology of horizontal drilling and multi-stage hydraulic fracturing [3-5].

In the last 15-20 years, the cost of production of shale oil has been reduced significantly as a result of improvement of these major wellbore drilling technologies. With high oil prices, profitability of shale oil production was fairly high. Yet, with the current oil prices, the technological level of many shale projects is not high enough. Even worse, further improvement of the aforementioned wellbore drilling technologies is virtually impossible. To reduce further shale oil production costs, we need new approaches and new solutions at all technological stages of oil production, not just in wellbore drilling.

«Сланцевая революция» произошла благодаря прогрессу технологий добычи нефти, прежде всего – совершенствованию технологий горизонтального бурения и многостадийного гидроразрыва пласта [35]. За предыдущие 15-20 лет себестоимость добычи «сланцевой нефти» значительно уменьшилась за счёт оптимизации этих основных используемых при её добыче технологий строительства скважин. При высоких ценах на нефть, рентабельность добычи «сланцевой нефти» была достаточно высокой. При нынешних ценах In fact, it is possible to на нефть, достигнутого significantly reduce drilling технологического уровня costs, especially horizontal Для компаний снижение для многих «сланцевых» drilling, by using electro-drilling. себестоимости добычи проектов недостаточно.

As the old adage says, “If you нефти – «вопрос жизни Но потенциал дальнейшей can’t stop it, lead it,” so Russia оптимизации упомянутых has good chances to compete или смерти» технологий строительства with western oil and oilfield For companies, reducing the скважин сейчас практически service companies in shale oil cost of oil production is a исчерпан. Для дальнейшего production technologies. That’s matter of life or death снижения себестоимости because electro-drilling was добычи «сланцевой нефти» widely used only in the Soviet нужны новые подходы и поиск Union, and the technological новых решений на всех технологических этапах добычи and organizational know-how achieved still remains relevant. нефти, а не только при строительстве скважин.

Moreover, there are new ideas that could bring electro-drilling to a new level. But to achieve this ambitious goal, Russia’s oil industry needs to go beyond words and actually embrace В качестве оговорки, можно заметить, что стоимость innovative development. бурения, особенно горизонтального, можно ощутимо сократить, используя электробурение. И у России есть шанс, действуя по принципу «не можешь Mass production of shale oil was constrained not only by остановить процесс, возглавь его», выйти на равные geological issues related to deposit structure specifics, позиции с западными нефтяными и нефтесервисными their study, reserve estimation, etc., but also by poor компаниями в области технологий добычи «сланцевой technologies of processing the raw materials extracted нефти». Ведь электробурение широко применялось [3-5]. Today, there are industrial-scale technologies for ex только в СССР и созданные технологический situ and in situ processing. There are also experimental и организационный заделы пока полностью не technologies, which are being improved both in laboratory утрачены. Более того, появились новые наработки, conditions and in the field. However, breakthroughs in которые могут вывести электробурение на новый shale oil processing or shall oil wellbore drilling are unlikely. качественный уровень. Но для решения этой большой амбициозной задачи необходимо, чтобы нефтяная One of the attempts to find new ways to reduce the cost отрасль России не на словах, а на деле перешла на of shale oil production was a US$5 million investment инновационный путь развития. in Texas-based Propell Technologies made on February 24, 2015 by Cyprus-based Ervington Investments [6], Начало добычи «сланцевой нефти» в промышленных whose ultimate beneficiary is Russian billionaire Roman масштабах сдерживали не только геологические Abramovich. Propel Technologies is the owner of Novas проблемы, связанные с особенностями строения Energy USA which specializes in increasing profitability of www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 73

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ месторождений, их изучения, учёта запасов и т.п., но и несовершенство технологий переработки добываемого сырья [3-5]. Промышленные технологии переработки «сланцевой нефти», как в пласте, так и на поверхности, в настоящее время существуют. Есть экспериментальные технологии, которые продолжают отрабатывать, и в лабораторных, и промысловых условиях. Но в области нефтепереработки «сланцевой нефти», так же как и в области строительства «сланцевых скважин», значительный прогресс в ближайшее время вряд ли возможен. В качестве примера поиска новых решений снижения себестоимости добычи «сланцевой нефти», можно привести получение 24 февраля 2015 года компанией «Propell Technologies» из американского штата Техас 5 млн. долл. США инвестиций от кипрской «Ervington Investments» [6], конечным бенефициаром которой является российский миллиардер Роман Абрамович.

«Propell Technologies» владеет компанией «Novas Energy USA», которая занимается повышением отдачи «сланцевых скважин» на нефтегазовых месторождениях при помощи новейших технологий, основанных на методе плазменно-импульсного воздействия (ПИВ). К слову, «Novas Energy USA» - владелец технологии ПИВ, имеет российские корни [7].

shale oil and gas wells by using the latest pulsed plasma exposure (PPE) technology. Interestingly, Novas Energy USA, the owner of PPE technology, has Russian roots [7].

The PPE technology is a method of bottom hole treatment. We may say that this is one of the methods of enhanced oil recovery (EOR). Previously, no such technologies were used to reduce the cost of shale oil production. Reportedly, it is showing some good technological results [7]. Without the information about the cost of this technology, it is hard to evaluate its economic benefits. Yet, judging by the size of investment in this project, economic benefits do exist and are significant.

It is quite interesting that, unlike Russia, where the PPE technology is considered as one of the EOR methods, the United States see it as an alternative to multi-stage hydraulic fracturing. Hydraulic fracturing has two serious non-technical drawbacks: potential environmental impacts and extensive water use. This is why shale oil production in the United States mainly occurs in sparsely populated areas with ample water resources. It is expected that the PPE technology will solve these problems and allow access to shale oil deposits, which currently are not justifiable or not possible to develop [James Stafford).

Технология ПИВ является технологией обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Её можно отнести к методам повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Ранее, такие технологии для снижения себестоимости добычи «сланцевой нефти» не использовались. По имеющимся данным, она демонстрирует хорошие технологические результаты [7]. Не имея информации о стоимости данной технологии, сложно оценить, какой она приносит экономический эффект. Но, судя по объёмам инвестиций в данный проект, экономический эффект есть, и немалый. Особое внимание следует обратить на то, что, в отличие от России, где к технологии ПИВ относятся, как к методу ПНП, в США данную технологию рассматривают, как альтернативу многостадийному гидроразрыву пласта. У гидроразрыва имеется два

74 ROGTEC

Рис. 1. КЭС защищена 3 патентами РФ (№№ 2293176, 2315860, 2332559), Евразийским патентом (№ 012683), патентами США (US 8,087,457) и Канады (CA 2620559) на изобретения.

Figure. 1. STWO is protected by three patents of the Russian Federation (Nos. 2293176, 2315860 and 2332559), Eurasian patent (No. 012683) and patents of the United States (US 8,087,457) and Canada (CA 2620559). www.rogtecmagazine.com

HARD TO RECOVER существенных недостатка нетехнологического характера: опасные экологические последствия и необходимость в больших объёмах воды. Поэтому сейчас в США «сланцевую нефть» добывают преимущественно в малонаселённых районах с достаточными водными ресурсами. Ожидается, что технология ПИВ решит обе указанные проблемы и позволит приступить к освоению месторождений «сланцевой нефти», разработка которых в настоящее время нецелесообразна или невозможна [8]. Успех технологии ПИВ – ещё одна «гирька» на «чаше весов», определяющих дальнейшую судьбу «сланцевых» проектов. Насколько качнутся эти весы после начала массового внедрения ПИВ, покажет время. Ещё одной такой «гирькой», которая окончательно склонит чашу весов в пользу успеха добычи «сланцевой нефти», даже при существующих ценах на нефть, может стать кратковременная эксплуатация скважин (КЭС). Этот способ эксплуатации скважин относится к механизированной добыче нефти. Предложение использовать КЭС для добычи «сланцевой нефти» - яркий пример нового подхода к решению проблемы снижения себестоимости её добычи. КЭС достаточно хорошо известна и широко применяется в России и за рубежом. Тем, кто с ней мало знаком, можно порекомендовать ознакомиться с темой «Кратковременная эксплуатация нефтяных скважин» в разделе «Добыча и промысловая подготовка нефти» на форуме oilforum.ru [8]. Здесь же, для краткости, ограничимся лишь кратким перечислением наиболее важных её достоинств. Главным конкурентным преимуществом КЭС, важным для добычи «сланцевой нефти», которое доказано при добыче «обычной» нефти, является снижение себестоимости добычи на 10-30 %. Оно достигается за счёт увеличения объёмов добычи нефти и межремонтного периода (МРП), сокращения расхода электроэнергии и номенклатуры используемого оборудования, сокращения затрат на исследование скважин и технологические операции по повышению дебита скважин. КЭС – наиболее эффективный способ механизированной добычи нефти из мало- и среднедебитных скважин [9]. Уникальной особенностью КЭС является ослабление или полное исключение негативных проявлений практически всех основных осложняющих эксплуатацию скважин факторов [10]. КЭС – единственный способ добычи нефти из скважин с одновременным воздействием нескольких осложняющих факторов. КЭС – универсальный способ снижения себестоимости добычи нефти на скважинах осложнённого фонда. www.rogtecmagazine.com

Roman Abramovich Invests $15M in New US Fracking Technology. Posted on Tue, 24 February 2015. http:// oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Roman-AbramovichInvests-15M-in-New-US-Fracking-Technology.html].

The success of the PPE technology is another factor affecting the future of shale projects. We have yet to see if large-scale introduction of pulsed plasma exposure will have a big enough impact. There is another way, short-term well operation (STWO) technology that will definitely make shale oil production feasible, even with the current oil prices.

This well operation method is based on the mechanized production of oil. The idea to use STWO in shale oil production is a vivid example of an innovative solution to the problem of reducing the cost of shale oil production.

STWO is well known and widely used in Russia and abroad. For those who are not well familiar with it, we recommend to read “Short-term oil well operation,” section “Extraction and industrial preparation of oil” at www.oilforum.ru [8]. Here, for the sake of brevity, we shall merely summarize the most important advantages.

The main competitive advantage of STWO for the shale oil industry is 10%-30% reduction of oil production costs, proved during the extraction of crude oil. It is achieved thanks to increased oil production and time between workovers, reduced electricity and equipment needs, lower costs of well exploration and technological operations aimed at increasing flow rates. STWO is the most effective way for mechanized oil production from wells with low and medium flow rates [9].

A unique feature of STWO is minimization or complete elimination of negative impacts of virtually all the major factors complicating well operations [10]. STWO is the only method of oil extraction from wells with simultaneous exposure to several complicating factors. STWO is a universal method of reducing the cost of oil extraction from complicated wells.

In order to demonstrate the effectiveness of STWO in the extraction of shale oil, we have to highlight some specifics of its extraction, which complicate shale well operations, reduce time between workover and, ultimately, adversely affect the production costs. These include [11]: » Large variety of physico-chemical properties of formation fluids; » Abnormally high fracture gradient; » High reservoir temperature; » Calcium scale deposition in completion and surface equipment; » High GOR (Gas-Oil Ratio); » Significant solids production.

Short-term well operation (STWO) allows dealing with all the complicating factors and reducing the cost of shale oil production by increasing time between overhauls [10].

ROGTEC 75

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ Для того, чтобы показать эффективность КЭС при добыче «сланцевой нефти», следует отметить некоторые особенности её добычи, которые осложняют эксплуатацию «сланцевых» скважин, снижают межремонтный период (МРП) и, в конечном счёте, отрицательно влияют на себестоимость добычи. К ним относятся [11]: » Разнообразие физико-химических свойств пластового флюида; » Аномально высокое начальное пластовое давление; » Высокая температура пласта; » Отложение солей в добывающем оборудовании и НКТ; » Высокий газовый фактор; » Значительный вынос мехпримесей. Кратковременная эксплуатация скважин (КЭС) позволяет успешно бороться со всеми перечисленными осложняющими факторами и снизить себестоимость добычи «сланцевой нефти» путём увеличения МРП [10]. Но, пожалуй, главными особенностями разработки месторождений «сланцевой нефти», вследствие которой КЭС будет активно востребована для добычи «сланцевой нефти», являются быстрое и значительное снижение дебитов скважин и гораздо меньшие, по сравнению с месторождениями традиционной нефти, сроки рентабельной эксплуатации [12]. Снижение дебитов скважин приводит к необходимости смены типоразмеров добывающего оборудования и даже способа эксплуатации скважин (УЭЦН - УШГН), которые не обусловлены износом или отказом оборудования, что приводит к увеличению затрат. Дополнительные затраты связаны со слабой прогнозируемостью дебита скважин на месторождениях «сланцевой нефти», что также приводит к неплановой смене типоразмера оборудования. Это увеличивает и без того высокую себестоимость добычи «сланцевой нефти». КЭС обладает уникальными технологическими возможностями, важными при добыче «сланцевой нефти», например: даёт возможность изменять производительность добывающей установки в 3-5 раз, а при переходе на непрерывную эксплуатацию - на порядок [9]. Причём, происходит это в автоматическом режиме. Кроме того, УЭЦН в горизонтальных скважинах можно спускать глубже УШГН и эксплуатировать их при большей депрессии, т.е. можно увеличить дебит скважин. Общее количество скважин, эксплуатируемых в России с помощью КЭС, в конце 2014 года составило 8-10 тысяч. По состоянию на август 2014 года в «Газпромнефть-Хантос» с помощью КЭС эксплуатировалось больше 800 скважин, при

76 ROGTEC

But perhaps the most interesting things about developing shale oil deposits, thanks to which STWO will become widely used for shale oil extraction, are rapid and significant reduction of flow rates and much shorter periods of cost-effective operation, compared to crude oil fields [12]. Reduced flow rates require changing the design of production equipment and even artificial lift methods (electric submersible pump, or ECP instead of sucker rod pump, or SRP), in the case they are not caused by wear and tear or failure of equipment, resulting in increased costs. Additional costs are associated with poor predictability in the flow rates at shale oil deposits, which also leads to unscheduled changes in the production equipment design. This increases shale oil production costs, which are high as it is.

STWO has unique technological capabilities that are critical for the extraction of shale oil: for example, it allows you to increase the extraction unit’s performance by 3-5 times, and even more so after the transition to continuous operation [9].

And it happens automatically. In addition, in horizontal wells, ESP’s can operate deeper than beam units and operate with higher-pressure drawdown, allowing increasing well flow rates.

As of the end of 2014, there were 8,000-10,000 STWO oil wells in Russia. As of August 2014, GazpromneftKhantos had more than 800 STWO wells, or 40% of the total number of approximately 2,000 wells [13]. The economic benefit in 2012-2013 was about 1.2 billion roubles. Rosneft had 1,722 STWO wells in January 2014 and 2,361 wells in August [14]. There were plans to bring their number to 3,700 by the end of 2014, i.e. the number of STWO wells more than doubled in just one year.

Due to its high economic efficiency, STWO is fast becoming one of the main methods of oil production. Low oil prices and their low volatility help to speed up this process.

The future of shale oil production depends on a holistic approach to the choice of technology at all stages of development and exploitation of shale deposits, from exploration to processing. Production cost minimization seems to be the main factor behind the key technology selection criteria.

Mechanized oil production methods, especially STWO, can and should play a significant role in this process.

STWO is protected by various patents for invention including three of the Russian Federation (Nos. 2293176, 2315860 and 2332559), Eurasian patent (No. 012683) and patents of the United States (US 8,087,457) and Canada (CA 2620559). STWO has good export potential.

With such oil production technologies, Russian oil companies can operate on the global market without fear of competition with foreign companies.

Technologies such as STWO can put Russian oil and oilfield services companies technologically on a par with www.rogtecmagazine.com

HARD TO RECOVER общем количестве скважин около 2000, т.е. более 40 % общего фонда скважин [13]. Экономический эффект за 2012-13 г.г. составил около 1,2 млрд. руб. В «Роснефти» в январе 2014 года с помощью КЭС эксплуатировалось 1722 скважины, в августе – 2361 [14]. До конца 2014 года планировалось довести их число до 3700, т.е. за год количество скважин с КЭС увеличилось более, чем в 2 раза. Благодаря высокой экономической эффективности, КЭС быстро становится одним из основных способов добычи нефти. Низкие цены на нефть и их низкая волатильность только ускорят данный процесс. Будущее добычи «сланцевой нефти» связано с комплексным подходом к выбору технологий на всех этапах разработки и эксплуатации «сланцевых» месторождений, начиная с разведки и заканчивая переработкой. Основные критерии отбора технологий будут по-прежнему связаны со стремлением максимально снизить себестоимость. Весомый вклад в этот процесс могут и должны внести инновационные технологии механизированной добычи нефти, прежде всего - КЭС. КЭС защищена 3 патентами РФ (№№ 2293176, 2315860, 2332559), Евразийским патентом (№ 012683), патентами США (US 8,087,457) и Канады (CA 2620559) на изобретения. КЭС имеет хороший экспортный потенциал. Имея в активе подобные технологии добычи нефти, Российские нефтяные компании могут смело идти на внешние рынки, не опасаясь конкуренции с зарубежными компаниями. Такие технологии, как КЭС, способны создать технологический паритет Российских и зарубежных нефтяных и нефтесервисных компаний. Эта мысль чётко прозвучала в выступлении президента России В.В.Путина на заседании Совета при Президенте по науке и образованию 24 июня 2015 года: «… если мы сможем обеспечить лидерство по ряду ключевых направлений, если от российских технологий будут зависеть партнёры, и при этом мы будем способны быстро впитывать и использовать чужие наработки, то такая взаимозависимость будет серьёзно укреплять наши позиции, и мы сможем на равных разговаривать с другими участниками глобального технологического развития и будем застрахованы от разного рода рисков».

Литература

1. Михаил Оверченко. Как США перекроили мировой нефтяной рынок. Ведомости, 15.12.2014. http://www.vedomosti.ru/library/articles/2014/12/15/ kakssha-perekroili-mirovoj-neftyanoj-rynok 2. Гай Чейзан. Добыча или прибыль? Ведомости, No 3407 от 13.08.2013. http://www.vedomosti.ru/newspaper/articles/2013/08/13/ www.rogtecmagazine.com

their foreign competitors. This was clearly expressed in the speech of Russian President Vladimir Putin at a meeting of the Presidential Council on Science and Education on June 24, 2015: “...If we can become a leader in several key areas, if our partners depend on Russian technologies, and we are able to quickly absorb and use the achievements of others, then this interdependence will seriously strengthen our position and we will be treated as equal by other members of the global technological development and will not be exposed to various risks.”

Bibliography

1. Michael Overchenko. “How the United States Changed the Global Oil Market.” Vedomosti,15.12.2014. http://www.vedomosti.ru/librarv/articles/2014/12/15/ kakssha-perekroili-mirovoj-neftvanoj-rynok 2. Guy Chazan. “Production or Profits?” Vedomosti, # 3407 of 13.08.2013. http://www.vedomosti.rU/newspaper/ articles/2013/08/13/dobycha-ili-pribvl#ixzz2tr2JQbfl 3. D. Grushevenko, E. Grushevenko. “Shale Oil – a New Challenge for the Energy Market?” Information and analytical survey of the Center for the Study of the Global Energy Markets. November 2012, Institute of Energy Studies, Russian Academy of Sciences. http://www.eriras.ru/files/spravka_slanc_njeft.pdf 4. Morariu D., Averyanova O. U. “Some aspects of oil bearing capacity of shale: conceptual framework, evaluation methods and search for oil extraction technologies” // Oil and Gas Geology.Theory and Practice, 2013. v. 8, # 1. http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf 5. Arutyunov T.V., Arutuynov A.A. “Methods and technologies for hydrocarbons extraction from shale deposits.” Scientific Works of Kubansky State Technological University, # 1, 2015. http://ntk.kubstu.ru/file/314 6. EvgenyKalyukov, Ivan Tkachev, Alena Sukharevskaya.

“Russian Businessman Gains Control Over Technology That Could Change the United States Shale Oil Market.”

RBC, 25.02.2015. http://www.rbcdailv.ru/industrv/562949994116651 7. Dmitry Mungalov. “To the Last Drop: How to Squeeze Shale.” Skolkovo Fund website, December 9, 2013. http://sk.ru/news/b/news/archive/2013/12/09/doposlednev-kapli-kak-vvzhat-plast.aspx 8. James Stafford. Roman Abramovich Invests $15M In New US Fracking Technology. Posted on Tue, 24 February 2015. http://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/ Roman-Abramovich-Invests-15M-in-New-US-FrackingTechnology.html] 9. Topic “Short-Term Operation of Oil Wells”, section “Extraction and Industrial Preparation of Oil” at www. oilforum.ru. http://www.oilforum.ru/topic 10. Kuzmichev N.P. “Short-Term Well Operation – Innovative Oil Extraction Method.” Report at the international scientific and practical conference “Innovations and Technologies in Exploration, Extraction and Processing of Oil and Gas,” Kazan, September 8-10,

ROGTEC 77

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ dobycha-ili-pribyl#ixzz2tr2JQbfl 3. Д. Грушевенко, Е. Грушевенко. Нефть сланцевых плеев — новый вызов энергетическому рынку? Информационно-аналитический обзор «Центра изучения мировых энергетических рынков». Ноябрь 2012, ИНЭИ РАН. http://www.eriras.ru/files/spravka_slanc_njeft.pdf 4. Морариу Д., Аверьянова О.Ю. Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т. 8. – No 1. http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf 5. Т.В. Арутюнов, А.А. Арутюнов. Методы и технологии выработки запасов углеводородов из сланцевых месторождений. Научные труды КубГТУ, No 1, 2015 год. http://ntk.kubstu.ru/file/314 6. Евгений Калюков, Иван Ткачев, Алена Сухаревская. Российский бизнесмен приобретет контроль над технологией, которая может изменить рынок сланцевой нефти США. РБК, 25.02.2015. http://www.rbcdaily.ru/industry/562949994116651 7. Дмитрий Мунгалов. До последней капли: как выжать пласт. Сайт фонда Сколково, 9 декабря 2013. http://sk.ru/news/b/news/archive/2013/12/09/doposledney-kapli-kak-vyzhat-plast.aspx 8. James Stafford. Roman Abramovich Invests $15M In New US Fracking Technology. Posted on Tue, 24 February 2015. http://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/ Roman-Abramovich-Invests-15M-in-New-US-FrackingTechnology.html] 9. Тема «Кратковременная эксплуатация нефтяных скважин» в разделе «Добыча и промысловая подготовка нефти» на форуме oilforum.ru. http://www.oilforum.ru/topic/ 10. Кузьмичев Н.П. «Кратковременная эксплуатация скважин – инновационный способ добычи нефти». Доклад на международной научно-практической конференции «Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа», г. Казань, 8-10 сентября 2010 г. https://db.tt/1mmxMwvB 11. Кузьмичев Н.П. Кратковременная эксплуатация скважин - уникальный способ борьбы с осложняющими факторами. Экспозиция Нефть Газ, No 4, 2012. http://runeft.ru/upload/iblock/fa8/ fa8302543969955956fc4cd314e8806d.pdf 12. В.Л.Чирков, В.П.Сонич. Степень геологической изученности баженовской свиты на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз». http://www. ncintech.ru/files/28-09-2010/1-prsnt-chirkov.pdf 13. А.Д. Алексеев. Баженовская свита: в поисках большой сланцевой нефти на Верхнем Салыме. Часть 1. ROGTEC No 34, август 2013 года. http:// rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/09/02_ SPD-The-Bazhenov-Formation- Big-Shale-Oil-in-UpperSalym.pdf Часть 2. ROGTEC No 35, ноябрь 2013 года. http://rogtecmagazine.com/wp-content/

78 ROGTEC

2010. https://db.tt/1mmxMwvB 11. Kuzmichev N.P. “Short-Term Well Operation – Unique Method of Dealing with Complicating Factors.” Oil and Gas Exposition, # 4, 2012. http://runeft.ru/upload/iblock/fa8/ fa8302543969955956fc4cd314e8806d.pdf 12. Chirkov V.L., Sonich V.P. State of Geological Exploration of Bazhenov Formation on the Territory of Surgutneftegaz. http://www.ncintech.ru/files/28-092010/1-prsnt-chirkov.pdf 13. Alexeev A.D. “Bazhenov Formation: Searching for Big Shale Oil in Upper Salym.” Part 1. ROGTEC,# 34, August 2013. http://rogtecmagazine.com/wp-content/ uploads/2014/09/02_SPD-The-Bazhenov-FormationBig-Shale-Oil-in-Upper-Salym.pdf Part 2. ROGTEC, # 35, January 2013. http://rogtecmagazine.com/wp-content/ uploads/2014/09/02_The-Bazhenov-Formation-inSearch-of-Big-Shale-Oil.pdf 14. Lutfullin R.R. “Integrated Approach to Improving Energy Efficiency of Mechanized Equipment at Oil Wells of Gazpromneft-Khantos.” First practical conference “Oil Production: Energy Efficiency 2014,” October 2-3, 2014, Moscow. http://www.ngv.ru/ngv-technologY/ dobYcha-nefti-energoeffektivnost/ 15. Kaverin M.N. “Analysis of ECPs Operating Intermittently.” Engineering Practice, # 11, 2014. http:// lib.glavteh.ru/publicationreader/808/?folder=demo#pa ge/1/mode/1up 16. Speech by Vladimir Putin at a meeting of the Presidential Council on Science and Education on the topic “New Challenges and Priorities in Science and Technology Development in the Russian Federation.”

Moscow, Kremlin, June 24, 2015 http://kremlin.ru/events/president/news/49755 uploads/2014/09/02_The-Bazhenov-Formation-inSearch-of-Big-Shale-Oil.pdf 14. Лутфуллин Р.Р. Комплексный подход к повышению энергоэффективности работы механизированного фонда скважин ООО «ГазпромнефтьХантос». Первая практическая конференция «Добыча нефти: энергоэффективность 2014», 2-3 октября 2014 года, г. Москва. http://www.ngv.ru/ngv-technology/ dobycha-nefti-energoeffektivnost/ 15. Каверин М.Н. Анализ состояния фонда УЭЦН, работающих в режиме периодической эксплуатации. Инженерная практика, No 11, 2014. http://lib.glavteh.ru/ publicationreader/808/?folder=demo#page/1/mode/1up 16. Выступление Владимира Путина на заседании Совета при Президенте по науке и образованию на тему «Новые вызовы и приоритеты развития науки и технологий в Российской Федерации». Москва, Кремль, 24 июня 2015 года. http://kremlin.ru/events/ president/news/49755 www.rogtecmagazine.com

UNCONVENTIONAL

16–18 March Моscow

Organised by:

Supported by:

LNG projects presented at the Congress:

It is a very useful event for all key players in the LNG industry. It gives you an amazing opportunity to exchange contacts with people who share interesting insights.

Evgeniy Kot, General Director, Yamal LNG

+44 207 394 30 90 (London), +7 (499) 505 1 505 (Моscow) events@vostockcapital.com

www.lngrussiacongress.com

Sponsors:

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

«Варьеганнефтегаз»: Интеллектуальные системы заканчивания скважин для увеличения эффективности выработки контактных запасов Varyeganneftegaz: Increasing Production with Smart Well Completions М.С. Кувакина (ОАО «Варьеганнефтегаз») mskuvakina@rosneft.ru

M.S.Kuvakina (Varyeganneftegaz JSC) mskuvakina@rosneft.ru

Введение

Introduction

Российские нефтегазовые компании в последнее время при разработке месторождений активно применяют системы горизонтальных скважин. Такие скважины позволяют увеличить площадь контакта пласта со скважиной, повысить дебиты и приемистость, а также увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) в целом по месторождению. Несмотря на развитие технологий бурения, не решены вопросы, связанные со строительством и заканчиванием горизонтальных скважин, например, выбор и правильное применение устройств контроля притока для разработки месторождений с контактными запасами.

80 ROGTEC

Recently, Russian oil and gas companies have been actively implementing horizontal wells during field development. Such wells allow increasing the reservoir contact area with well, raising the production rates and performance, as well as increasing the oil recovery factor (OR) from the field as a whole. Despite the development of drilling technologies, there are still issues, related to the construction and completion of horizontal wells, for example, the selection and correct use of inflow control devices to develop the fields with contact reserves.

The Van-Yegan oilfield is unique, located in Western www.rogtecmagazine.com

COMPLETIONS

Рисунок 1. Разрез пластов БВ82 (а) и ЮВ11 (б) www.rogtecmagazine.com

Formation

True vertical depth, m.

В рамках данной работы рассмотрены два пласта Ван-Еганского месторождения: БВ82 и ЮВ11. Залежи пластов нефтяные, находятся в контакте с подстилающей водой (пласт БВ82) и газовой шапкой (пласт ЮВ11) (рис. 1). Средняя текущая нефтенасыщенная толщина пластов

The article covers two formations of Van-Yegan field: BV82 and YuV11. The oil accumulations have contact with underlying water (BV82 formation) and gas cap (YuV11 formation) (Fig. 1). The average current oil saturated thickness of BV82 and YuV11 formations, are of 4 and 5 m respectively. The formations are characterized by a high level of heterogeneity in terms of permeability: permeability of different parts of a wellbore might vary by 100 times, resulting in the risk of water or gas migrations along the highly permeable interburdens.

In addition, there is a possible gas breakthrough perpendicularly to stratification (Fig. 2).

Formation

Уникальное месторождение Западной Сибири – ВанЕганское – расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. В разрезе представлено 73 продуктивных пласта с насыщением нефтью, газом, конденсатом. Около трети всех запасов нефти Ван-Еганского месторождения является контактными, т.е. имеют непосредственный контакт с водой или газом (нефтяные оторочки, залежи с газовыми шапками, залежи с подстилающей водой).

Siberia, in Nizhnevartovsk district of Khanty-Mansisk Autonomous Area. In the field there are 73 productive reservoirs; they contain oil, gas and condensate. About a third of all oil reserves of the Van-Yegan field are contact ones, i.e. they have direct contact with water or gas (oil rims, accumulations with gas caps, reservoirs with underlying water).

True vertical depth, m.

Особенности геологического строения Ван-Еганского месторождения

Well 1

Well 1

Well 2

Well 3

Well 4

Well 2

Figure 1. Section of BV82 (a) and YuV11 formations

ROGTEC 81

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

Рисунок 2. Схема механизма прорыва воды/газа

Figure 2. Scheme of Water/Gas Breakthrough

БВ82 и ЮВ11 составляет соответственно 4 и 5 м. Пласты характеризуются высокой послойной неоднородностью по проницаемости: проницаемость различных участков ствола в пределах пласта может различаться в 100 раз, что обусловливает риск прорыва воды или газа по высокопроницаемым прослоям. Кроме того, по пласту ЮВ11 возможен прорыв газа перпендикулярно напластованию (рис. 2).

Early breakthrough of non-targeted fluid is proved by the actual well performance: water breakthrough in BV82

Зона прорыва Breakthrough area

Проницаемость, мкм2 Permeability, µm2

Удельный дебит ствола на 1 м ствола м3/сутки Specific wellbore flow rate per 1 m of wellbore, m3/day

В качестве подтверждения возможного прорыва нецелевого флюида и неравномерности профиля притока к горизонтальному стволу был сделан расчет профиля проницаемости по нескольким скважинам и по формуле Джоши смоделирован удельный дебит жидкости на 1 м ствола. В результате выявлена высокопроницаемая зона, которая потенциально может служить каналом для прорыва воды/газа (рис. 3). Следствием прорыва являются неравномерное распределение депрессии по горизонтальному стволу и низкая эффективность выработки запасов.

As an evidence of possible breakthrough of non-targeted fluids and irregularity of inflow profile, a calculation was made for permeability profile for several horizontal wellbores and the Joshi formula was used to build a specific fluid flow per 1 m of wellbore. As a result, a highly permeable area has been identified that could potentially serve as a conduit for the water/gas breakthrough (Fig. 3). The consequences of a breakthrough are unequal distribution of depressions along the horizontal wellbore and the low efficiency of the fields development.

Ранний прорыв нецелевого флюида подтверждается фактическими технологическими показателями работы скважин: прорыв воды

82 ROGTEC

Рисунок 3. Профиль проницаемости/притока в горизон-тальном стволе скважины пласта БВ82 Figure 3. Permeability/inflow profile in horizontal wellbore at the BV82 formation www.rogtecmagazine.com

COMPLETIONS в пласте БВ82 происходит в первые месяцы после запуска скважины; по пласту ЮВ11 отмечается высокий газовый фактор. В горизонтальном стволе существует разница между забойным давлением в «пятке» и «носке» скважины вследствие трения жидкости в хвостовике. Однако гидравлические расчеты на основе формулы Дарси – Вейсбаха показали, что потери давления небольшие (менее 0,1 МПа) и не могут значительно влиять на распределение депрессии и профиль притока в горизонтальном участке ствола скважины [1]. Таким образом, определяющим физическим эффектом, приводящим к неоднородности притока на выбранных объектах, является неоднородность распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в интервалах, пересекаемых стволом скважины. На основании проведенных расчетов и анализа работы скважин для пластов БВ82 и ЮВ11 оптимальным решением проблемы раннего прорыва воды/газа является заканчивание скважины с учетом геолого-реологических свойств пород и технологических особенностей проводки скважины.

Технологии контроля притока в горизонтальных скважинах

В настоящее время на рынке нефтегазового оборудования представлены два основных типа пассивных устройств контроля притока, использующих различные механизмы создания дополнительного сопротивления притоку из пласта: трубочно-винто-вой и штуцерный. Основным недостатком трубоч-но-винтовых систем контроля притока является высокий риск раннего закупоривания винтовых каналов, штуцерных систем контроля притока – высокая скорость потока флюида, проходящего через штуцер, что значительно повышает риск эрозии оборудования. При этом использование вышеописанных систем контроля притока при разработке нефтяных оторочек с массивной газовой шапкой позволяет лишь отсрочить прорыв газа. В случае прорыва газа в скважину данные системы не ограничивают приток газа, вследствие чего либо приходится уменьшать депрессию на пласт, тем самым снижая дебит скважины, либо проводить периодические остановки скважины, либо выводить скважину из добывающего фонда [2]. Из активных устройств контроля притока на рынке представлена система гидравлических забойных клапанов Smart wells. К ее преимуществам можно отнести управление положением клапана для каждой зоны с поверхности: при прорыве воды или газа одну из секций можно закрыть. Недостатками являются низкая www.rogtecmagazine.com

formation occurs in the first few months after the well’s operation; high gas factor is revealed at YuV11 formation.

There is a difference between the bottomhole pressure at the heel and toe of the horizontal wells due to the fluid friction at the extension pipe. However, the hydraulic calculations, based on the Darcy-Weisbach equation, showed that small pressure losses (less than 0.1 MPa) cannot significantly affect the distribution of a depression and inflow profile in the horizontal section of the well [1].

Therefore, the determining physical effect that leads to heterogeneity of flow at the selected areas is the heterogeneous reservoir properties in the intervals, crossed by the wellbore.

Based on the calculations and analysis of well production for BV82 and YuV11,an optimal solution for early water/ gas breakthrough is well completion which considers the geological and rheological properties of deposit and technological features of the wellbore.

Inflow Control Technology in Horizontal Wells

Currently, there are two main types of passive inflow control devices on the oil&gas equipment market, using different mechanisms for creating additional resistance from the reservoir inflows: one is of pipe& screw type and another is of choke type. The main disadvantage of pipe&screw control device is a high risk of early blockage of screw channels; as for the choke mechanisms, there is a high flow rate of the fluid passing through the choke, which significantly increases the risk of corrosion. At the same time, using the above-mentioned flow control systems for development of the oil rims with a massive gas cap allows only postponing a gas breakthrough. In case of gas breakthrough in the well, such systems do not reduce gas inflow, and therefore, either it is required to reduce the pressure on reservoir, thereby, reducing the production rates either to ensure periodic well stops, or to withdraw a well from production operations [2].

Smart wells (hydraulic systems for bottomhole applications) is an example of active control devices, available in the market. Its advantages include a valve position control for each zone, operated from the surface: in case of water or gas breakthrough, it is possible to shut-off one of sections. The disadvantages are low reliability (if one of control lines stops operating, a well can be “lost”), high cost of implementation, long time for equipment delivery and installation complexity.

To resolve these problems, one needs to create a new generation of completion systems, which would take into account the shortcomings of existing inflow control

ROGTEC 83

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН надежность системы (если одна из контрольных линий перестает работать, то скважи-ну можно «потерять»), высокая стоимость внедрения, большие сроки поставки оборудования и сложность монтажа.

systems, as well ensuring inflow profile, delaying the time of gas breakthrough, and also reducing the flow rates of non-targeted fluids, thereby, increasing the time of crude oil inflow [3].

Для устранения указанных проблем необходимо создание нового поколения систем заканчивания скважин, которое учитывало бы недостатки существующих систем контроля притока, а также позволяло бы не только выровнить профиль притока и откложить момент прорыва газа в скважину, но и ограничить расход нецелевого флюида, тем самым увеличить время притока чистой нефти [3].

New Generation of Inflow Control Devices

Новое поколение устройств контроля притока

Для повышения эффективности работы систем заканчивания скважин российскими инженерами компании «Вормхолс» на базе завода «Тяжпрессмаш» было разработано новое поколение пассивных устройств контроля притока (УКП) — «Мягкий дроссель». Данное устройство представляет собой противопесчаный проволочный фильтр с базовой трубой и камеру УКП с сетью каналов для протока жидкости. Камера УКП «Мягкий дроссель» позволяет плавно увеличивать гидравлическое сопротивление движущемуся потоку жидкости за счет многократного изменения направления движения, ускорения и торможения, слияния и разделения протекающего потока (рис. 4).

The Russian engineers from the Wormholes company developped a new generation of passive inflow control devices (ICD)- a soft choke. It was designed to improve the effectiveness of well completion systems at the Tyazhpressmash plant. This device is a sand wire filter with base tube and ICD camera with a network of channels for the fluids to pass. Soft choke ICD Camera allows increasing the hydraulic resistance of moving fluids in a smoother way due to repeated changes of direction, acceleration and braking, merger and division of flowing stream (Fig. 4).

Soft choke system has the following advantages: » a standard soft choke has from 2 to 12 inlet openings with large enough diameter that significantly reduces the risk of blockage in the system, compared to other systems;

» possibility to change the system configuration prior to lowering it into the well due to inclusion of a certain number of rings with the required wall thickness and number of walk-through holes with optimal phasing;

Система «Мягкий дроссель» имеет следующие преимущества: » «Мягкий дроссель» в стандартной комплектации имеет от 2 до 12 входных отверстий Рисунок 4. Устройство контроля притока «Мягкий дроссель» довольно Figure 4. Soft choke -inflow control device значительных диаметров, что » durability of the system: the soft choke ICD ensures значительно снижает риск закупорки системы по pressure reduction due to a larger tract of the flow сравнению с другими системами; hydraulic resistance at moderate flow rate; » возможность изменения конфигурации системы » possibility of installing the ICD system in injection wells перед спуском оборудования в скважину за счет

to align the injection profile in multilayer systems, while включения в модуль УКП определенного числа

the well might be put into operation and changed to колец с необходимыми толщиной стенок и числом injection mode without changing the completion system [3]. проходных отверстий оптимальной фазировки;

» долговечность системы: в УКП «Мягкий дроссель» снижение давления достигается за счет большого гидравлического сопротивления тракта течения при умеренной скорости потока; 84 ROGTEC

An important condition for well completion with soft choke is a separation of horizontal wellbore into segments, using the swelling/automatic packer with purpose of preventing the cross-flows beyond the casing. www.rogtecmagazine.com

COMPLETIONS

» возможность установки системы УКП «Мягкий

дроссель» в нагнетательных скважинах для выравнивания профиля закачки в многопластовых системах, при этом скважину вводить в работу и затем переводить под нагнетание без смены системы заканчивания [3].

Важным условием при заканчивании скважин с использованием УКП «Мягкий дроссель» является разделение горизонтального ствола на сегменты с помощью разбухающих/гидромеханических пакеров с целью предотвращения заколонных перетоков. Все пассивные устройства контроля притока должны настраиваться в зависимости от распределения ФЕС, определяемых по результатам геолого-гидродинамического моделирования и окончательного каротажа после бурения скважины. Это связано с определенными рисками, обусловленными возможными ошибками в геологической модели, неверной интерпретацией геофизических данных, риском недоспуска компоновки до намеченной глубины, а также с изменением характера притока, что характерно для разработки месторождений с контактными запасами с применением горизонтальных скважин. В данном случае опасны ранние прорывы газа или воды, которые практически невозможно предотвратить, удается лишь отсрочить время прорыва на определенный период [4]. Впоследствии приходится уменьшать депрессию на пласт либо периодически останавливать скважину или выводить ее из добывающего фонда. Данный фактор особенно важен при разработке Ван-Еганского месторождения, так как инфраструктуры для транспорта или утилизации газа не существует. Для решения данной проблемы российскими инженерами также была разработана дополнительная опция к УКП «Мягкий дроссель» – «Адаптивная система», которая подходит для разработки нефтяных оторочек горизонтальными скважинами. Данная система может самонастраиваться в зависимости от скорости, давления флюида и его фазового состава. Величина притока регулируется с помощью специальных клапанов (рис. 5): «Адаптивная система» позволяет ограничивать максимальный расход через каждый фильтр на определенном уровне независимо от перепада давления. Таким образом, система дает возможность не только выравнивать профиль притока и откладывать момент прорыва газа в скважину, но и ограничивать расход газа в зоне прорыва, обеспечивая долговременную работу скважины без значительного увеличения газового фактора. www.rogtecmagazine.com

All passive inflow control devices shall be configured depending on the distribution of reservoir properties, based on geological and hydrodynamic simulation and final logging after the drilling operations. It is associated with certain risks, arising from possible errors in geological models, incorrect interpretation of geophysical data, risk of non-achieving the target depth, as well as changing inflow, which is typical for developing the contact reserves with use of horizontal wells. In this case, there is a risk of early gas or water breakthroughs that is almost impossible to prevent- it is only possible to delay the breakthrough for a certain period of time [4]. Subsequently, it is required to reduce the depression on reservoir or to stop the well from time to time, or even to withdraw it from operations. This factor is particularly important when developing the VanYegan field, as there is no infrastructure for gas transport or utilization.

Рисунок 5. Схема УКП с «Адаптивной системой» Figure 5. Scheme of an inflow control device with adaptive system

In order to resolve this problem, the Russian engineers have also developed an additional option for the soft choke- an adaptive system, which is suitable for developing the oil rims by horizontal wells. This system can be self-adjusted, depending on speed, fluid pressure and its phase structure. Special-purpose valves (Fig. 5) regulate the volumes of inflow: «Adaptive system» allows limiting the maximum flow through each filter at a certain level, regardless of pressure difference.

Therefore, the system provides an opportunity to align the inflow profile and to delay the moment of gas breakthrough; in addition, it reduced the gas flow to the breakout area, providing long-term well operation without significant increase of gas factor.

In-built fluorescent tracers for the filter ensure the monitoring of smart completion systems. One part of the in-built tracer is dissolved upon contact with water, the other one- when interfering with oil. Color marking tracers relate to a specific segment of the horizontal wellbore, allowing defining the operation at each section.

Conclusion

Therefore, the main factor responsible for pre-term water/ gas breakthrough in the well from reservoir BV82 and

ROGTEC 85

ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Мониторинг работы интеллектуальных систем заканчивания осуществляется за счет встроенных в фильтр флуоресцентных трассеров. Одна часть вложенного трассера растворяется при контакте с водой, другая – при контакте с нефтью. Цвет трассеров-маркеров соответствует определенному сегменту горизонтального ствола, что позволяет определить работу каждого участка.

Заключение

Таким образом, основным фактором, обусловливающим ранний прорыв воды/газа в скважины пластов БВ82 и ЮВ11 Ван-Еганского месторождения, является их неоднородность по проницаемости. В пласте ЮВ11 прорыв газа возможен также перпендикулярно напластованию. Для выравнивания профиля притока к горизонтальному стволу и равномерной выработки запасов нефти из залежи с подстилающей водой пласта БВ82 можно использовать УКП «Мягкий дроссель». Для пласта ЮВ11 оптимальным вариантом заканчивания является использование УКП с «Адаптивной системой», что позволит ограничить приток газа и увеличить время работы скважины с низким газовым фактором. Предложенные интеллектуальные системы заканчивания скважин позволят значительно продлить время эксплуатации скважины, увеличить КИН и существенно улучшить экономические показатели разработки.

YuV11 at the Van-Yegan oilfield, is a lack of reservoir heterogeneity in terms of permeability. The gas breakthrough in YuV11 is also possible perpendicularly to the stratification. It is possible to use the soft choke to align the inflow profile and to ensure a uniform development of the oil reserves from accumulations with underlying water reservoir in the BV82 formation.

The best completion option for the YuV11 formation is to use an ICD with adaptive system that would limit the inflow of gas and increase the well operation time with low gas factor.

The proposed completion systems will significantly extend the well life cycle, increase the recovery and significantly improve the economic indicators of the development.

References

1. Semenov A.A., Islamov R.A., Nukhaev M.T., Design of Inflow Control Devices At Vankor field (in Russian). Oil Industry, 2009, no. 11, pp. 20-23 2. Antonenko D.A., Murdygin R.V., Khatmullina E.I., Amiryan S.L. Estimation of Efficiency of Inflow Control Equipment for Horizontal Wells (in Russian). Oil Industry, 2007, no. 11, pp. 84-87.

3. Nukhaev M., Zhuravlev O., Shchelushkin R., Andrianov O. Specific Features of Horizontal Drilling Equipment (in Russian). Neftagaz, 2014, no. 4, pp.

20-24.

Список литературы

4. Semenov A.A., Kiselev V.M. Modelling the Horizontal Well Operation in Conditions of NonHomogeneous Reservoir Properties (in Russian).

Engineering&Technologies, 2011, no. 4, pp. 429-437

2. Оценка эффективности применения оборудования для контроля притока в горизонтальных скважинах / Д.А. Антоненко, Р.В.Мурдыгин, Е.И. Хатмуллина, С.Л. Амирян // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 11. – С. 84-87.

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2015 г., стр. 36; ISSN 2-74-2339. Публикуется с разрешения редакции.

1. Семенов А.А., Исламов Р.А., Нухаев М.Т. Дизайн устройств пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении // Нефтяное хозяйство.

– 2009. – № 11. – С. 20-23.

3. Особенности оборудования для строительства горизонтальных скважин / М. Нухаев, О. Журавлев, Р. Щелушкин, О. Андрианов // Neftagaz. – 2014. – № 4. – Р. 20-24.

The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.1, 2015, pp.36. ISSN 2-74-2339.

Printed with permission from the Editorial Board.

4. Семенов А.А., Киселев В.М. Моделирование работы горизонтальных скважин в условиях неоднородности распределения свойств пласта // «Engineering & Technologies». – 2011. – Вып.4. – С.

429-437.

86 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 87

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 43

88 ROGTEC

2016 2016

ASTANA, SEPTEMBER 15th 2016 Kazakhstan’s Largest Dedicated Drilling Technology Event,

April 13th 2016, JSC NC KazMunayGas Kempinski Baltschug Hotel, Moscow in Association with General Event Partner and Platinum Sponsor

4th Russian Drilling Roundtable Roundtable Style Format Focusing on Key Drilling Challenges, Including: Russia´s leading event for drilling professionals • 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

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” “Tomorrow’s Drilling, Delivered Today” +34 951 388 667 www.kazdr.kz