ROGTEC issue 46

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

46

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Казахстан: Рынок возможностей для российских нефтесервисников Kazakhstan: A Market of Opportunities for Russian Oilfield Service Companies Технология за Круглым Столом: Интеллектуальные системы заканчивания скважин Technology Roundtable: Intelligent Well Completions «НовосибирскНИПИнефть»: Информационный подход при построении интеллектуального месторождения NovosibirskNIPIneft: Constructing the Smart Field

Официальное издание KDR 2016 Official Publication to KDR 2016

«Газпром нефть»: Стратегия будущего развития Gazprom Neft: Future Development Strategies

www.kazdr.kz

4 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

2016

ASTANA, SEPTEMBER 16th 2016 Kazakhstan’s Largest Dedicated Drilling Technology Event, in Association with General Event Partner and Platinum Sponsor JSC NC KazMunayGas Платиновый Спонсор: / Platinum Sponsor:

Золотые Спонсоры: / Gold Sponsors

Серебряные Спонсоры: / Silver Sponsors

Бронзовый спонсор:: / Bronze Sponsor

Партнер форума: / Event Partner

+34 951 388 667 doug.robson@rogtecmagazine.com +34 951 388 667 www.rogtecmagazine.com

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@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.

Редактор материалов по России Russian Editor Bryan Harding bryan.harding@rogtecmagazine.com

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

Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director

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

Doug Robson doug.robson@rogtecmagazine.com

ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Local 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.

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

6 ROGTEC

Данный выпуск журнала ROGTEC переведен компанией Translation PRO. This issue of ROGTEC magazine was translated by Translation Pro Т: +7(4212) 65-72-68 М: +7-914-311-99-93 www.translationpro.ru

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 ROGTEC 77

Содержание

Contents

Казахстан: рынок возможностей для российских нефтесервисников

12

Kazakhstan: Market of Potentials for Russian Oilfield Service Companies

«НовосибирскНИПИнефть»: Информационный подход при построении интеллектуального месторождения

24

NovosibirskNIPIneft: Constructing the Smart Field

Технология за Круглым Столом: Интеллектуальные системы заканчивания скважин

34

Technology Roundtable: Intelligent Well Completions

Газпром нефть: Стратегия будущего развития

48

Gazprom Neft’s Future Development Stratagies

Организация эффективной защиты скважин от солеотложений химическими методами на примере Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

58

Verkhnechonskoye: Scale Management and Inhibition

«Самаранефтегаз»: Применение гидрогелевых растворов при бурении боковых наклоннонаправленных и горизонтальных стволов

70

Samaraneftegas: Hydrogel Based Mud in Direction and Horizontal Wells

78

Closure Interview, Christian Goy, Sales Manager Mining, Oil & Gas at MTU Friedrichshafen

Эксклюзивное интервью с Кристианом Гоем, менеджером по продажам горного и нефтегазового оборудования компании MTU Friedrichshafen

12 8 ROGTEC

48 www.rogtecmagazine.com

Значительное сокращение времени освоения скважин

© 2016 Halliburton. All Rights Reserved.

ПРОБКИ ILLUSION® РАСТВОРЯЮТСЯ. ЭКОНОМИЯ ОСТАЕТСЯ! Представляем первые в отрасли полностью растворимые пробки для ГРП в горизонтальных скважинах. Пока одни компании заявляют о внедрении технологий растворимых материалов, в результате применения которых в скважине либо остаются крупные фрагменты, либо происходит сужение проходного диаметра, мы предлагаем по-настоящему эффективное решение, — полностью растворимые пробки Illusion® для ГРП, рассчитанные на давление 68,9 Мпа (10 000 PSI). Забудьте о необходимости расфрезеровывания композитных пробок и задержке начала добычи. Используйте технологии Halliburton для заканчивания скважин и повышайте рентабельность инвестиций! halliburton.com/illusion

Вашему вниманию предлагается 46-й выпуск журнала ROGTEC Magazine, который является официальным печатным изданием 2-го Казахстанского круглого стола по бурению. Рынок до сих пор еще не оправился, и, вроде, только-только нефть добирается до магических 50 долларов, как тут же скатывается чуть ли не до 40. Я уже много раз писал по этому поводу, что такого давления цена на нефть никогда не испытывала, однако, у меня всегда было четкое сознание того, что эра горючих углеводородов для топлива и выработки энергии далеко еще не закончилась. В настоящем выпуске ROGTEC, как и в других наших выпусках, доступных на сайте www.

ROGTECmagazine.com, вы найдете для себя статьи, в которых специалисты отрасли рассуждают на тему последних технологий в области добычи и их повышении их эффективности в наши непростые времена. В этом выпуске мы, как всегда, представили интереснейшие для операторов материалы. Роснефть представила две замечательные статьи, в которой рассматривается секционирование флюидов на месторождении ВЧНГ, а также затрагивается вопрос по борьбе с образованием отложений на Верхнечонском месторождении. Газпромнефть уделила внимание стратегиям и перспективам развития, а НовосибирскНИПИнефть

10 ROGTEC

рассказала о своих технологиях освоения умных месторождений. Наш круглый стол не останавливается на этом и идет к Halliburton и Weatherford, которые делятся своими решениями по умному заканчиванию скважин. А еще у нас есть интересная статья RPI о Казахстане как рынке возможностей для российских нефтесервисников. Как я уже упоминал, настоящий выпуск ROGTEC является официальным печатным изданием 2-го Казахстанского круглого стола по бурению. Казахстанский круглый стол по бурению, несмотря на то, что он проводится лишь во второй раз, уверенно занял позицию крупнейшего форума Казахстана. При участии АО НК «КазМунайГаз» Казахстанский круглый стол по бурению является обязательным событием года, которое откроет президент АО НК «КазМунайГаз» Сауат Мухаметбаевич Мынбаев. Если вы еще не приобрели билет, перейдите на страницу www.kazdr.kz. Приятного чтения!

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

www.rogtecmagazine.com

Надежная конструкция Представляем БУ 5000/320т эшелонного типа, спроектированную специально для уникальных условий российского рынка.

• Надежная эшелонная система для кустового бурения • Инновационная конструкция мачты и подвышечного основания, которая позволяет производить монтаж на уровне земли быстрее и легче • Система верхнего привода, предназначенная для работы в условиях с температурным режимом от минус 45°С до плюс 55°С • Интегрированная система контроля бурения Amphion™ • Защита бригады и оборудования в зимних условиях • Все оборудование проверено в российских условиях бурения http://www.nov.com/Kostroma

To learn more, download GO from the App Store or Google Play. ©2016 National Oilwell Varco | All Rights Reserved

EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, Welcome to issue 46 of ROGTEC Magazine – and the official publication of the upcoming 2nd Kazakh Drilling Roundtable, taking place in Astana on the 16th September.

Readers – still the market is refusing to recover and it seems that no sooner than oil hits the new magic number of 50 dollars, than it immediately slides back down to the mid-40s. I have written in this note many times that there has never been so much pressure on the price of oil – however I have always made clear my feelings that the age of burning hydrocarbons for fuel and energy is far from over. Within this issue of ROGTEC, and all of our past issues available at www.

ROGTECmagazine.com, you will be able to read articles from industry experts discussing the latest upstream technology and how it is increasing efficiency in their operations during the current challenging times.

As I mentioned at the top of the piece – this issue of ROGTEC is the official publication for the 2nd Kazakh Drilling Roundtable. Only in its 2nd year – the KDR is fully established as the premier drilling forum in Kazakhstan. Held in full partnership with JSC NC KazMunayGas – the KDR is a must attend event and this year is being opened Mynbayev Sauat Muhametbayevich, President of JSC NC KazMunayGas. If you have not already booked your ticket – visit www. kazdr.kz for further information.

Enjoy the issue.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@rogtecmagazine.com

In this current issue we have, as always, great operator content. Rosneft supply two great articles, looking sectioning fluids for the VCNG filed, as well as a piece looking at scale management at the Verkhnechonskoye field. Gazprom Neft focus on their future development strategies and NovosibirskNIPIneft look at how they are constructing the smart fields. Our technology roundtable follows on from this and talks to Halliburton and Weatherford on their intelligent well completion solutions, and we have an excellent piece from RPI on the market potential Kazakhstan for Russian oilfield service companies.

12 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Желаете сократить расходы на бурение?

Postle и Hardbanding Solutions покажут Вам как...

DURABAND®NC 75-процентное снижение расходов на армирующее покрытие Сокращение спуско-подъемных работ Сокращение простоев Повышение производительности

www.hardbandingsolutions.com hbs550@hardbandingsolutions.com www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 13

ДОБЫЧА

Казахстан: рынок возможностей для российских нефтесервисников Kazakhstan: A Market of Possibilities for Russian Oilfield Service Companies В начале августа 2016 года Министерство энергетики Республики Казахстан заявило о планах по ликвидации в период до 2019 года 126 аварийных нефтяных и газовых скважин в прибрежной прикаспийской зоне. Это только видимая часть проблемы состояния скважинного фонда. Большое количество наземных скважин этой страны – старые, с прогрессивно уменьшающимся дебитом. В Казахстане все более острым становится вопрос о поддержании текущего уровня добычи нефти и газа на старых сухопутных месторождениях. Этого невозможно достичь без применения в возрастающих масштабах передовых технологий бурения, ГРП, повышения нефтеотдачи пласта и КРС. Именно в период технологической трансформации нефтесервисного рынка страны российские компании имеют хорошую возможность занять на нем заметную рыночную нишу.

14 ROGTEC

In August, 2016 the Ministry of Energy of Kazakhstan shared its plans for abandonment of 126 offshore Caspian wells before 2019. And this is just the tip of the issue. The majority of the countries land wells are out-of-date and their rate of decline is accelerating. In Kazakhstan, it is now critical to maintain the current oil and gas production output at old land fields. This can be achieved only by large-scale introducing of advanced drilling techniques, HF jobs and increasing reservoir recovery and well workover. Today, when the countries oilfield service market is under technological transformation, Russian companies are challenged to occupy a part of it.

Oil production in Kazakhstan started in 1912, with a production peak in the end of 80’s, which constituted 26.6 MTPA. After the collapse of the USSR, the production dropped to 20.3 MTPA in 1994. However, starting from 1995 the oil production started growing www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Добыча нефти в Казахстане началась в 1912 году. Пик производства был достигнут в конце 80-х годов прошлого века и составил 26,6 млн тонн в год. После распада СССР в первой половине 90-х годов производство снизилось до 20,3 млн тонн в 1994 году. Тем не менее, с 1995 года производство нефти опять стало расти. В 2001-2011 годах ежегодная добыча нефти в Казахстане выросла с 39,9 млн тонн до 80,3 млн тонн (увеличение на 10% каждый год). Вместе с тем с 2005 года темпы роста производства значительно замедлились. В последние годы уровень добычи нефти и конденсата в Казахстане снизился: в 2014 году приблизительно на 1% по сравнению с 2013 годом; в следующем году – уже на 1,7% - в 2015 году добыча нефти и конденсата составила около 79,5 млн тонн. Лидирующим регионом по добыче нефти, как и в предыдущие годы осталась Атырауская область с суммарным объемом приблизительно 32,3 млн тонн (свыше 40% от общей добычи по стране). Далее в порядке убывания располагаются: Жамбылская (18,6 млн тонн), Мангистауская (18,5 млн тонн), Западно-Казахстанская (12,7 млн тонн), Кызылординская (8,9 млн тонн), Актюбинская (6,9 млн тонн) и Восточно-Казахстанская (0,9 млн тонн) области. Основные казахстанские добычные проекты на материке следующие: • нефтяное месторождение Тенгиз (Западный Казахстан). Тенгиз - это самое глубокое в мире месторождение размером 19 км. х 21 км, верхний нефтеносный коллектор которого залегает на глубине около 4000 метров с мощностью нефтяной толщи – 1,6 км.

• Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Западно Казахстанской области, является одним из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений в мире и содержит более 1,2 млрд тонн жидких углеводородов и более 1,3 трлн кубометров газа.

• Кумкольские месторождения. Структура Акшабулак была открыта в 1987 году, первые испытания были проведены в 1989 году. Она находится в 60 км к югу от крупного действующего нефтяного месторождения «Кумколь». Это крупнейшее нефтяное месторождение по запасам и объемам добычи имеет площадь 251 квадратный километр.

• Эмбинские месторождения – это 39 нефтяных www.rogtecmagazine.com

again. In 2001-2011, Kazakhstan’s yearly oil production increased from 39.9 to 80.3 MTPA (10% per year). Yet, in 2005 the production rate slowed considerably.

In the past years, Kazakhstan’s oil and condensate production rate has dropped: by 1% in 2014 vs.

2013 and 1.7% in 2015 when the oil and condensate production was approx. 79.5 MTPA. The leading oil producing area is, as before, Atyrau, which gained a total of 32.3 MTPA (over 40% of the total country production output). Atyrau is followed by: Zhambyl (18.6 MTPA), Mangistau (18.5 MTPA), Western-Kazakhstan (12.7 MTPA), Kozyl-Ordin (8.9 MTPA), Aktubinsk (6.9 MTPA) and Eastern-Kazakhstan (0.9 MTPA).

The main Kazakhstan onshore projects are: • Tengiz oil field (Western-Kazakhstan). Tengiz is the world deepest field, 19x21 km in size, with its top petroleum deposit at approx. 4000m depth and 1.6km of reservoir pay zone.

• Karachaganak oil-gas-condensate field in Western Kazakhstan is one of the world largest fields with over 1.2 billion t of liquid hydrocarbons and over 1.3 trillion cu m of gas.

• Kumkol fields. Akshabulak was opened in 1987 and first tested in 1989. It is 60km south from existing large Kymkol oil field. It is a major field by reserves and production output and occupies 251sqkm.

• Embin fields comprise 39 oil fields in the Northern and Western Caspian. 37 fields are under operation while the other two, Sagyz and Tazhygali were shut after they were declined and flooded.

• Imashev field. It is 60km north-east from Astrakhan (RF) and 250km south-west from Atyrau in Kurmangazin region (Kazakhstan).

• Uzen fields. Their geological structure is complicated and oil properties are unique: high content of paraffin (to 29%) and asphaltenes (to 20%) which make the pour point high (+32C).

Over half of Kazakhstan’s oil reservoirs (52%) are concentrated in three fields: Tengiz, Karachaganak and Kashagan. The first two fields are under commercial development by consortiums with leading trans-national companies involved.

The oil & gas condensate production leaders are: the Kazakhstani-American JV Tengizchevroil that gained 27.1 MTPA. Karachaganak Petroleum Operating B.V. Consortium that gained 12 MTPA of oil and condensate

ROGTEC 15

ДОБЫЧА

месторождений, расположенных вокруг северного и западного побережья Каспийского моря. 37 месторождений находятся в эксплуатации, а два других месторождения, Сагыз и Тажыгали, закрыты ввиду истощения и затопления морской водой.

• Имашевское месторождение. Месторождение расположено в 60 км к северо-востоку от Астрахани на территории РФ и в 250 км к юго западу от Атырау в Курмангазинском районе Казахстана.

• Узеньские месторождения. Месторождения характеризуются сложным геологическим строением и уникальными свойствами нефти, которые выражаются высоким содержанием парафина (до 29 %) и асфальтено-смолистых компонентов (до 20%), обусловливающих высокую температуру застывания (+32С). Более половины запасов нефти Казахстана (52%) приходится на три месторождения: Тенгиз, Карачаганак и Кашаган. Первые два находятся в промышленной разработке силами консорциумов с участием ведущих транснациональных корпораций. Лидерами добычи нефти и газового конденсата являются совместное казахстанско-американское предприятие ТОО «Тенгизшевройл» с показателем годовой добычи в 27,1 млн тонн. Второе место у консорциума «Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б.В.», которое на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении добыло в 2015 году 12 млн тонн нефти и конденсата. Далее следуют АО «СНПС-Актобемунайгаз» с 4,6 млн тонн, СП ТОО «Казгермунай» с 3,0 млн тонн, АО АО «Каражанбасмунай» с 2,1 млн тонн и АО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» с 1,9 млн тонн. В совокупности на долю этих компаний приходится почти 87% от общего объема добычи нефти и газового конденсата в Казахстане. Добыча газа в Казахстане ведется только на сухопутных месторождениях и в 2015 году составила 45,3 млрд куб. м (105% к 2014 году и 103% к плану 2015 года). В перспективе до 2030 года в оптимистическом сценарии объём добытого газа не превысит 102-105 млрд куб. м в год.

Будущее за морем

Особенностью нефтедобывающей отрасли Казахстана является то, что власти страны связывают свои основные надежды с развитием добычных проектов на море: планируется, что к 2025 году около 36% всего объема добычи в стране придется на морские месторождения. По

16 ROGTEC

at Karachaganak field in 2015. AMGZp with 4.6 MTPA, Kazgermunai with 3.0 MTPA, Karazhanbasmunai with 2.1 MTPA and PetroKazakhstan Kumkol Resources with 1.9 MTPA. Their summarized share is approx. 87% of the total oil and gas condensate production output in Kazakhstan.

Kazakhstan gas production takes place at land fields only and constitutes 45.3 BCM in 2015 (105% in 2014 and 103% of 2015 plan). By 2030 the optimal forecast is max. 102-105 BCM of gas.

Offshore is the Future

Kazakhstan’s oil production is distinctive of the country government’s expectations from developing offshore projects. 2025 forecast is 36% of the total country offshore fields output. According to 2015 results, there has been no offshore oil production and as soon as Kashagan development is launched at the end of 2016 as planned, the production will grow to 152-155 MTPA by 2025. the countries attempts to develop offshore fields have hit many challenges. In 2011-2014 many investors left Kazakhstan Caspian sector. The main issues were that often research showed that the actual reserves were well below initial forecasts - and exploration drilling showed no major hydrocarbon reserves. This was the case on Kurmangazy, Tub-Karagan and Atash projects.

Another reason was work suspension due to lack of offshore rigs in the Caspian Sea. In 2011-2014, Statoil, Eni and Total left the Abai, Shagala and Zhenis projects respectively and works at Southern Zhambai and Southern Zaburunye (LUKOIL, Sinopec, Repsol) were suspended.

Land Reservoirs In future, the main oil production gain in Kazakhstan will be offshore fields, with the gigantic Kashagan field in the first place with a forecast over 95% of the offshore production by 2025. According to the operator’s forecast, the operation will be launched at the end of 2016 and approx. 35 thousand t will be extracted by the New Year holidays. The total project investments will constitute up to $136 billion, wuth $50 billion have already been invested.

Moreover, 2017 plans include the launching of Rozhkov field operation in Western Kazakhstan (10 million t of oil resources, Ural Oil&Gas and KazMunaiGas) and pilot operation of Zharkum in Zhambyl region (KazTransGas).

The prospects are the development of pre-salt fields in the Caspian Lowland and the launching of development of much deeper hydrocarbon reservoirs. Here, the www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Золотые спонсоры KDR 2016

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 17

ДОБЫЧА 180 160 140 120 100 80

81 0

0

92

87

10

5

103 21

111 28

132

121

43

36

142

51

150

152

155

57

57

57

60 40

80.5 81

161

161

161

60

60

60

160

59

82

82

82

83

85

89

91

93

95

98

101

101

101 101

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

20 0

2015 2016 (факт) (actual)

Суша Land

Море Offshore

Всего Казахстан Total, Kazaktshan

2030

Источник: данные компаний, анализ RPI Source: companies’ data, RPI

Рисунок 1. Прогноз добычи нефти в Казахстане в 2016-2030 годах в разрезе сухопутной и морской добычи, млн т Fig. 1 Kazakhstan land and offshore oil production forecast for 2016-2030, MTPA итогам 2015 года добыча нефти на море не велась; после планируемого на конец 2016 года запуска в промышленную разработку месторождения Кашаган добыча к 2025 году достигнет 152-155 млн тонн. Однако на шельфе страны было много и неудачных проектов. Так в течение 2011-2014 годов в казахстанском секторе Каспийского моря имел место массовый выход инвесторов из проектов. Главной причиной было неподтверждение запасов на лицензионных участках, которые по результатам разведки оказывались либо намного меньше первоначальных прогнозов, либо бурение вообще не показывало наличие промышленно значимых запасов углеводородов – как это случилось в проектах Курмангазы, Тюб-Караган и Аташ. Дополнительной причиной приостановки работ стал дефицит морских буровых установок в акватории Каспийского моря. В 2011-2014 годах Statoil, Eni и Total вышли из проектов соответственно Абай, Шагала и Женис, в то время как были приостановлены работы по блокам Южный Жамбай и Южное Забурунье (ЛУКОЙЛ, Sinopec, Repsol).

Резервы есть и на суше

В будущем основной прирост добычи нефти в Казахстане будет достигнут за счет морских месторождений, прежде всего гигантского

18 ROGTEC

leader is the Eurasia project where an international consortium is going to be formed for drilling wells, including wells to over 15km depth. The government believes the project will, in long-term, allow land oil production to approx. 100 MTPA due to newly commissioned hydrocarbon fields. For the purpose of the project, investment advantages and tax privileges are under consideration and the formation of a KazMunayGas owned company is planned. It is planned to collect and study the data in 2016 and start seismic research and pre-drilling studies in 2017.

Karachaganak and Tengiz are the main gas production growth sources until 2022. Karachaganak’s 3rd development phase may give gas production buildup by 20-23 BCMA. Another source for approx. 38-48 BCM is Tengiz production enhancement. Gas production growth is also expected from Khvalyn and Central offshore fields. With the above projects taken into account, Kazakhstan’s gas production prospect by 2030 is 102105 BCMA.

Market Opportunities for Oilfield Service Companies New projects and maintaining production at old fields should be supported by the oilfield service market. For example, over 50% of Western Kazakhstani oil wells have been in operation for more than 20 years and require more frequent and complicated workover.

Consequently, according to 2015 results Kazakhstan oilfield service market, capacity was approx. $2.2 www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

ДОБЫЧА Кашаганского месторождения, который даст в перспективе до 2025 года более 95% от морской добычи (см. рисунок 1). Согласно прогнозу компании-оператора, проект будет запущен в промышленную эксплуатацию в самом конце 2016 года и до новогодних праздников планируется добыть около 35 тыс. тонн нефти. Суммарные инвестиции в проект планируются в объёме до $136 млрд, из них около $50 млрд уже произведены. Кроме того, в 2017 году планируется ввод в эксплуатацию Рожковского месторождения в Западно-Казахстанской области (запасы около 10 млн т нефти; разрабатывает ТОО «Урал Ойл энд Газ» с участием АО «РД «КазМунайГаз») и ввод в опытно-промышленную эксплуатацию «КазТрансГазом» месторождения Жаркум (Жамбылская обл.). К перспективным направлениям относится освоение подсолевых месторождений Прикаспийской впадины и введение в разработку еще более глубоких залежей углеводородов. Флагманским в этой области является проект «Евразия», который предполагает создание международного консорциума для бурения скважин в том числе с глубиной более 15 километров. Власти страны ожидают, что проект позволит в долгосрочной перспективе поддерживать объем материковой добычи нефти на уровне порядка 100 млн тонн в год, за счет ввода новых залежей углеводородов. Разрабатывается пакет инвестиционных преференций и налоговых льгот для проекта; планируется создание операционной компании при АО НК «КазМунайГаз». Планируется с 2016 года провести работы по сбору и обработке данных, с 2017 года – сейсморазведку и подготовку к бурению скважины. Основными источниками роста добычи газа в Казахстане в период до 2022 года являются месторождения Карачаганак и Тенгиз. Третья фаза освоения Карачаганака способна обеспечить прирост добычи газа на 20-23 млрд куб. м в год. Еще примерно 38-40 млрд куб. м прироста добычи даст расширение добычи на Тенгизе. В части роста добычи газа надежды возлагаются также на ввод морских месторождений Хвалынское и Центральное. С учетом упомянутых проектов добыча газа в Казахстане в перспективе до 2030 года может достичь 102-105 млрд куб. м в год.

Рыночные ниши для нефтесервисников Реализация новых добычных проектов и поддержка добычи на старых месторождениях требует соответствующей поддержки со

20 ROGTEC

billion. According to Kazakhstan Union of Oilfield Service Companies, Kazakhstan has over 1,000 OFS companies with over 170,000 employees. Their market is estimated to be between 40% and 50%.

The oilfield service share was approx. 40-50% of the total mineral developers’ purchases.

In the Kazakh oilfield service market, there are three dominating players: international, Chinese and local companies.

Their power relation is not constant. In particular, in view of the current economic crisis and tengedollar rate drop, the service market situation is more favourable for Kazakh companies. The current market trend demonstrates increased share of Kazakhstan’s oilfield services and equipment suppliers on account of foreign companies’ share.

The current global slowdown and oil price rout has made the Kazakh oil and gas sector vulnerable, and has resulted in the slowdown of current projects, and the delay of planned ones. The OFS market has contracted by 25%.

However, according RPI forecast, by 2020 Kazakhstan’s oilfield service market will grow to $2.6 billion/year. This growth will be compensatory to some extent. In 20172020, the main oilfield service market drives will be exploitation and exploration drilling to give approx. 34% of the forecast growth. Approx. 12% is expected from well service and workover, 10% from well cementing and 2% from mud services.

By 2020, the major oilfield service market segments will be drilling, drilling support and cementing totaling approx. 39% of the total market volume. These segments will, by their size, be most attractive for Russian drilling companies.

Time of Opportunities

In 2015, Kazakhstan drilled 1.41 million lm where 1.25 million m were in development drilling. Hence, the exploitation drilling volume was 41% comparing to 2014 (2.12 million m). According to the official statistics, 2015 targets were exceeded by 53 thousand meters.

This means that initially the operators planned to reduce drilling by approx. 44% in 2015. However, this was enough to maintain the production output at the previous year level, hence the 1.7% drop.

In 2015, the exploration drilling level dropped by approx. 2.5 times, i.e. 412 thousand m in 2014 vs 164 thousand m in 2015 (vs target 205 thousand m).

The major eight clients’ share was approx. 80% of the www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION стороны нефтесервисного рынка. Например, более 50% нефтяных скважин, используемых на месторождениях западного Казахстана, эксплуатируются дольше 20 лет и требуют все более частых и сложных операций КРС. Как следствие, по итогам 2015 года емкость нефтесервисного рынка Казахстана оценивается примерно в $2,2 млрд. По данным Союза нефтесервисных компаний Казахстана, общее число компаний в нефтесервисном секторе страны составляло более 1 тыс. единиц, в которых было занято не менее 170 тыс. работников. На долю нефтесервиса приходилось около 40-50% от общего объема закупок недропользователей. Нефтесервисный рынок Казахстана поделен между тремя группами игроков, а именно крупными международными компаниями, компаниями из Китая и местными игроками. Соотношение сил между ними не является постоянной величиной. В частности, в настоящее время на фоне экономического кризиса и падения

total exploration drilling meterage in the country (ref.

Table 1). In 2014-2015, they changed the drilling trends two times. In 2014, most of them increased orders scope vs the previous year while in 2015, the trend became negative. Exceptions were Tengizchevroil and Kazgermunai.

The exploration drilling included, in the first place, research in Kyzyl-Orda region, where approx. 90 thousand m (54.9% of the total volume in Kazakhstan) were drilled at Kumkol offshore fields. The following Mangistau region hardly gained 26 thousand m (15.9%) and Atyrau region with approx. 12.8 m (7.8%). In addition, 1-5 thousand m was achieved in several oil & gas regions but there was no exploration drilling in most of the regions.

By 2025, the forecast is to increase drilling output through development of new fields, e.g. Rozhkov and Zharkum, and intensified drilling growth in old depleting fields aimed at maintaining their production output. In particular, in 2016-2017 the drilling output growth is expected through of development of new oil reservoirs at the north-east Nurzhanov, Liman and Akkuduk

ДОБЫЧА Таблица 1. Объемы проходки в эксплуатационном бурении в Казахстане в разрезе крупнейших заказчиков, тыс. м Table 1: Kazakhstan exploration drilling meterage for major clients, thousand m Крупнейшие заказчики Major Clients Всего Казахстан Total, Kazakhstan Озенмунайгаз (КМГ) Ozenmunaigaz (KMG) Мангистаумунайгаз (КМГ 50%) Mangistaumunaigas (KMG 50%) СНПС-Актобемунайгаз AMGZp Тенгизшевройл Tengizchevroil Казгермунай (КМГ 50%) Kazgermunai (KMG 50%) Эмбамунайгаз (КМГ) Embamunaigas (KMG) Карачаганак Петролеум Оперейтинг Karachaganak Petroleum Operating Каражанбасмунай Karazhanbasmunai Всего по крупнейшим Total, Major Companies

2015

доля share

1245

2015 к 2014, % 2015 v 2014 %

2014 к 2013, % 2014 v 2013 %

-41%

3%

310

25%

-5%

4%

246

20%

-35%

47%

146

12%

-41%

-34%

77

6%

97%

18%

62

5%

19%

8%

55

4%

-39%

10%

53

4%

18%

41%

48

4%

-31%

35%

997

80% Источник: Союз нефтесервисных компаний Казахстана Source: Kazakhstan Union of Oilfield Service Companies

курса тенге по отношению к доллару ситуация на рынке сервисных услуг складывается в пользу казахстанских компаний. Текущая динамика рынка демонстрирует увеличение доли казахстанских поставщиков нефтесервисных услуг и оборудования за счет долей иностранных компаний. Нефтегазовая отрасль Казахстана уязвима в кризисные периоды. Она резко отреагировала на падение мировых цен на нефть замедлением реализации ряда текущих проектов и пересмотром сроков запуска новых, что привело к сокращению объемов нефтесервисного рынка в среднем на 25%. Тем не менее, согласно прогнозам RPI, в период до 2020 года объем казахстанского рынка нефтесервиса возрастет до $2,6 млрд в год. Этот рост будет отчасти компенсационным. Основными драйверами роста для рынка нефтесервиса в 2017-2020 годах будут эксплуатационное и разведочное бурение, способные обеспечить вклад примерно в 34% от ожидаемого прироста. Текущий и капитальный ремонт скважин дадут около 12%, цементирование скважин – 10%, сервис буровых растворов – 2%.

22 ROGTEC

wing. It will result in growth of drilling service volume and drilling equipment procurement and speed up the replacement of out-of-date and obsolete drilling rigs. What is important is that it will lead to enhanced use of horizontal drilling technique and sidetracking (including horizontal) and eventually increase demand for the entire range of drilling support services.

According to Kazakhstan Union of Oilfield Service Companies, in Kazakhstan there are 50 companies including minor market players involved in well drilling and support. Approx. 36% of drilling rigs belong to six companies. Their shares are: • 10.5% (of total drilling monetary volume) Burgylau (Kazakhstan) • 5.8% Halliburton (USA) • 5.6% Saipem (Italy) • 5.2% KazMunayGas-Burenie (Kazakhstan) • 4.7% Baker Hughes (USA) • 4.3% Oil Services Company (Kazakhstan) The drilling market is not completely open. Most of the major mineral developers usually only cooperates with their drilling affiliates. For example, Ozenmunaigas drilling contractor is its former drilling division, now www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION На период до 2020 года самыми крупными сегментами нефтесервисного рынка останутся бурение, его сопровождение и цементирование на долю которых придется в сумме около 39% от всего совокупного объема рынка. Именно эти сегменты, в силу своей величины могут в первую очередь привлечь российские буровые компании.

Наступает время возможностей

В 2015 году в Казахстане было пробурено 1,41 млн погонных метров, из которых 1,25 млн м пришлось на эксплуатационное бурение. Таким образом, объема эксплуатационного бурения по сравнению с 2014 годом (2,12 млн м) составило 41%. Согласно официальной статистике, плановые показатели 2015 года были перевыполнены на 53 тыс. метров, что означает, что компанииоператоры изначально планировали на 2015 год сократить бурение почти на 44%. Тем не менее, этого хватило для того, чтобы почти удержать добычу на уровне предыдущего года (падение составило 1,7%). Уровень разведочного бурения в 2015 году рухнул почти в 2,5 раза – с 412 тыс. м в 2014 до 164 тыс. в 2015 году (при плане в 205 тыс.). На долю крупнейших восьми заказчиков приходится около 80% от всей проходки в эксплуатационном бурении во стране (см. таблицу 1). На протяжении 2014-2015 годов они дважды сменили тренды в области динамики проходки. Если в 2014 году большинство из них увеличило объемы заказов по сравнению с предыдущим годом, то в 2015 году тренд изменился на отрицательный. Исключение составили «Тенгизшевройл» и «Казгермунай». В сфере разведочного бурения наиболее активно велось изучение недр Кызылординской области, где на месторождениях Кумкольского бассейна было пробурено почти 90 тыс. м (54,9% от общего объема по РК) разведочных скважин. В следующем по объемам разведки - Мангистауском регионе - разведочная проходка едва достигла 26 тыс. м (15,9%), а в Атырауской области около 12,8 тыс. м (7,8%). Еще в нескольких казахстанских нефтегазовых районах данный показатель находился в диапазоне 1–5 тыс. м, но в большинстве областей разведка не велась вовсе. На период до 2025 года прогнозируется рост объемов бурения за счет разработки новых месторождений, например, Рожковского и Жаркума, а также роста бурения на старых истощающихся месторождениях, для поддержки www.rogtecmagazine.com

Burgylau. KMG-Burenie that drills most of the wells for the country leading KazMunayGas is its affiliate.

Great Wall, XiBu and Sinopec from China perform drilling for Chinese drilling companies.

In 2015, the crisis caused significant drop of drilling prices in dollar terms right after oil price drop. Drilling rigs, pumps, construction and erection services, steel and even manpower are cheaper now. Moreover, reduced orders volume has made a buyers market.

The Kazakhstan drilling market differs from the Russian market by a small, less than 4%, horizontal drilling share (vs. 30% in Russia).

The history shows that technology innovations in Kazakhstan’s oilfield service market are 7-10 years behind Russia. Applying this trend to horizontal drilling gives a hope that in the nearest years Kazakhstan horizontal drilling will intensively grow up to1520%. Hence, the Russian horizontal drilling oriented companies have a unique chance to enter the developing market with competitive service prices.

The first candidates are Russian drilling companies that operate in the domestic, ever collapsing, open drilling market.

Exploration drilling perspectives are associated with short-term plans of KazMunayGas for combined exploration and production at Isatai and Usturt offshore fields and researches at Eastern Bektyrly, Samtyr and Pribrezhnoe land fields.

Today’s well site construction trends are: geomechanical modeling, horizontal drilling, drilling through AHRP areas, optimization of mud parameters, cementing improving, deep well construction and improving terms.

Generally speaking, Kazakhstan’s oilfield service market with drilling as its drive represents a promising field for Kazakhstan oilfield service companies operating in open market.

Please contact Dariya Ivantsova for more information on RPI reports. +7 (495) 502 5433 / 778 9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-consult.com www.rpi-research.com

ROGTEC 23

ДОБЫЧА уровня добычи на них. В частности, с 2016-2017 годов прогнозируется рост объемов бурения за счет разработки новых залежей нефти на месторождениях северо-восточного крыла С. Нуржанов, Лиман и Аккудук. Как результат, произойдет увеличение объемов бурового сервиса, а также закупок бурового оборудования; ускорится замена морально и физически устаревшего парка буровых установок. Важным следствием будет расширение применения горизонтального бурения и зарезки боковых стволов (включая горизонтальные), что в свою очередь создаст спрос на целый спектр услуг по сопровождению направленного бурения. По информации Союза нефтесервисных компаний Казахстана, в РК работают порядка 50 компаний, включая мелких игроков рынка, выполняющих само бурение скважин и его сопровождение. Около 36% от физического объема буровых приходится на шесть компаний. Их доли приведены ниже: • ТОО «Бургылау» (Казахстан) - 10,5% (от общего объема бурения в денежном выражении); • Halliburton (США) -5,8%; • Salpem (Италия) - 5,6%; • ТОО «СБП «КазМунайГаз-Бурение»» (Казахстан) - 5,2%; • Baker Hughes (США) - 4,7%; • ТОО «Oil Services Company» (Казахстан) - 4,3%. Буровой рынок не является полностью открытым. Большинство крупных недропользователей традиционно сотрудничает только с афиллированными с ними буровыми компаниями. Так, например, для АО «Озеньмунайгаз» в качестве бурового подрядчика выступает его бывшее буровое подразделение – ныне компания ТОО «Бургылау». Значительную часть скважин для ведущей компании страны - «КазМунайГаза» бурит его дочернее предприятие «КМГ-Бурение». Для китайских добывающих компаний буровые работы производят китайские компании Great Wall, XiBu, Sinopec. В 2015 году в связи с кризисом произошло значительное снижение расценок на бурение в долларовом исчислении вслед за падением нефтяных цен. Буровые установки, насосы, строительно-монтажные услуги, сталь и даже труд

24 ROGTEC

сейчас дешевле. Кроме того, вследствие падения объемов заказов рынок стал рынком заказчика. Особенностью казахстанского бурового рынка по сравнению с российским является небольшая, менее 4%, доля горизонтального бурения (в России она превышает 30%). История показывает, что технологические инновации на нефтесервисном рынке Казахстана отстают по времени от России на 7-10 лет. Если эту закономерность распространить на горизонтальное бурение, то в ближайшие годы в Казахстане можно ожидать его интенсивного роста вплоть до уровня в 15-20%. Поэтому в предстоящее время российским буровикам, имеющим опыт горизонтального бурения, представляется уникальный шанс войти в этот развивающийся рынок, предлагая весьма конкурентные цены за свои услуги. Первыми претендентами на вход могут стать российские буровики, работающие на все более сжимающемся отечественном открытом буровом рынке. В области разведочного бурения перспектива возникает в связи с ближнесрочными планами АО НК «КазМунайГаз» на совмещенную разведку и добычу на морских участках Исатай и Устюрт, а также на проведение разведки на суше на участках Бектурлы Восточный, Самтыр и Прибрежное. Наиболее актуальными направлениями в области строительства скважин на сегодняшний день являются: геомеханическое моделирование, проводка горизонтальных скважин, бурение через зоны АВПД, оптимизация параметров бурового раствора, улучшение качества цементирования, сокращение сроков строительства глубоких скважин. В целом можно заключить, что рынок нефтесервиса в Казахстане, главным драйвером которого выступает бурение, будет являться перспективным для отечественных нефтесервисников, работающих на открытом рынке. 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

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 25

ЗАКАНЧИВАНИЕ

«НовосибирскНИПИнефть»: Информационный подход при построении интеллектуального месторождения NovosibirskNIPIneft: Constructing the Smart Field

Ульянов Владимир Николаевич, к.т.н., Технический директор НовосибирскНИПИнефть

Vladimir Ulyanov, Ph.D., Technical Director, NovosibirskNIPIneft

Торопецкий Константин Викторович, Ведущий эксперт, НовосибирскНИПИнефть,

Toropetskiy Konstantin, Leading Expert, NovosibirskNIPIneft,

Рязанцев Антон Эдуардович, Генеральный директор, «ИК ЦТО»

Anton E. Ryazantsev, CEO, RC TSC

Аннотация

Abstract

В данной работе рассмотрены вопросы получения и обработки данных для различных концепций интеллектуального месторождения. Обозначена основная проблема построения обратной связи для управления добычей углеводородов и основными ресурсами на месторождении – проблема достоверности данных. Показан подход к оценке измерений, основанный на информационном анализе потоков данных, поступающих от измерительного оборудования. Рассмотрены основные факторы, существенно влияющие на качество промысловых данных. Предложена методика и алгоритмы, позволяющие снизить неопределенности в промысловых данных для обоснованного принятия различных геолого- технологических решений, что позволит повысить изученность месторождения, как гидродинамического объекта.

Проблема достоверности промысловой информации В настоящее время в сфере добычи

26 ROGTEC

In this paper the issues of obtaining and processing data for various concepts behind the smart fields were reviewed.

It gave consideration to the major issue of establishing feedback mechanisms to manage hydrocarbon production and key resources in the field, that is, the data reliability issue.

The paper demonstrates a way to assess the reliability of the measurements through information analysis of the data flows acquiring from the instrumentation. It examines the primary factors which largely influence the reliability of the field data. The paper suggests a technique and algorithms to shore up the reliability of the acquired information and to keep uncertainty in the field data down to support a range of geological and technological solutions that will increase the exploration maturity of the field as a hydrodynamic object.

Issue of Field Data Reliability

These days there are a number of hydrocarbon production issues that drain operator profits. High uncertainty in the data used for decision making is one of them [1]. Chiefly it is uncertainty in the field geology and unreliability of the field data and in particular www.rogtecmagazine.com

COMPLETIONS углеводородов существует ряд проблем, приводящих к существенному снижению прибыли нефтедобывающих компаний, одной из которых является высокая степень неопределенности данных, используемых для принятия решений [1]. Прежде всего это неопределенности в геологии месторождения и недостоверность промысловой информации, в частности измерений дебитов по каждой из фаз. В настоящее время технологические данные используются в основном для контроля текущего состояния оборудования и подбора режима его работы, но делаются попытки использовать эту информацию для оптимизации использования оборудования [ 2 ]. Также эти данные несут в себе крайне важную промысловую информацию, связанную с гидродинамикой геологического объекта – нефтегазового резервуара. Будучи дополнены геофизическими измерениями скважин, гидродинамическими исследованиями режимов работы, КВД, КВУ, отбором проб и т. д., которые в настоящее время имеют спорадический характер, эти исследования дали бы исчерпывающую информацию о гидродинамических характеристиках нефтегазового резервуара. Замерные системы. Поскольку речь в данной работе идет о достоверности данных, полученных путем устьевых замеров, то в первую очередь рассмотрим основные параметры применяющихся замерных установок (в условиях Западной Сибири, где развито кустовое бурение, применяются, в основном, групповые замерные установки – ГЗУ), основные их плюсы и минусы, качество замеров. Рассматривая условия типичных нефтяных месторождений, находящихся на поздних стадиях эксплуатации и содержащих преимущественно низкодебитные скважин, становится очевидным, что экономический фактор - стоимость замерной установки в пересчете на каждую скважину является ключевым параметром при выборе инструмента измерения. Условно все измерительные системы можно подразделить на 3 группы: 1. Двухфазные сепараторы с определением обводненности проточным сканером, либо лабораторными исследованиями проб. Плюсы: невысокая стоимость и простота конструкции. Минусы: дискретность замеров при крайне низкой точности особенно при высоком газовом факторе и высокое влияние человеческого фактора. В результате сильного влияния вышеприведенных факторов на достоверность замеров подобные устройства не обеспечивает приемлемую точность измерений.

2. Трехфазные сепараторы. Плюсы: достаточно высокая точность единичных замеров. Минусы: высокая стоимость, громоздкость конструкции, www.rogtecmagazine.com

measurements of flow rates per phase. Currently the performance data is used mainly to monitor the current equipment status and select its operating conditions while some efforts are made to use this information to optimize the equipment utilization [2].

This data also contains the essential field information related to the hydrodynamics of a geological object, the oil and gas reservoir. When supplemented with well logging, well testing, pressure build-up curve, level build-up curve, fluid sampling, etc., which are currently conducted sporadically, this research would supply wide-ranging information about the hydrodynamic properties of the oil and gas reservoir.

Metering Systems. Since this paper talks about the reliability of the data obtained by surface measurements we would like to begin with the key characteristics of the metering systems used (Western Siberia with its extensive multiple drilling pads uses mainly group metering stations, GMSes), their major advantages and disadvantages and impact on the reliability of measurements. If we review the conditions of the typical oil fields at the later stages of their operation with almost entirely marginal wells it will become obvious that the financial parameter, the cost of the measuring unit per oil well, is the central factor for selecting the measuring tool.

For our purposes all measuring systems can be divided into 3 groups: 1. Two-phase separators that determine water cut with a water cut meter or by laboratory testing of the fluid samples. Advantages: Low cost and simple construction.

Disadvantages: Measurement discreteness and extremely low accuracy for high gas volume factor and high dependence on human component. The powerful influence of the above mentioned factors, on the reliability of the measurements does not provide for the adequate accuracy of measurements.

2. Three phase separators. Advantages: Relatively high accuracy of individual measurements. Disadvantages: High cost, bulky construction, measurement discreteness and need for highly qualified employees. Such devices often also do not support the required accuracy of the measurements.

3. On-line flow meters. Advantages: High accuracy of measurements and continuous measurement capability.

Disadvantages: Extremely high cost, need for highly qualified employees that further boost costs. Such devices meet the requirements for reliable measurement but their use is economically justified only for high rate wells. By the same token they are not practical for Russian circumstances. Dependence on the human component is also not canceled out.

ROGTEC 27

ЗАКАНЧИВАНИЕ дискретность замеров и потребность в высококвалифицированном персонале. Зачастую такие устройства так же не обеспечивает достаточную точность измерений.

3. Проточные расходомеры. Плюсы: высокая точность измерений и возможность непрерывных замеров. Минусы: крайне высокая стоимость, сложность монтажа, необходимость привлечения высококвалифицированного персонала, что существенно повышает стоимость. Такие устройства обеспечивают требования к достоверности измерений, но их применение экономически оправданно лишь на высокодебитных скважинах, поэтому для большинства скважин в условиях России не актуальны. Также не исключен человеческий фактор. Определение компонентного состава скважинной жидкости на проточном расходомере, т. е. без вмешательства в поток и разделения фаз, должно быть основано на измерении физических свойств среды, которые существенно отличаются для отдельно взятых компонент. В результате предварительной калибровки строится взаимно однозначное соответствие между измеряемыми физическими свойствами и компонентным составом среды, дополнительно требуется учесть межфазное проскальзывание. Компонентные мониторы можно условно разделить на несколько групп в зависимости от измеряемых физических характеристик среды: • Измерители электрофизических свойств, включая диэлектрическую проницаемость и электропроводность. Непосредственно измеряемыми величинами являются электрические свойства сенсора, заполненного средой – емкость и/ или проводимость, полный электрический импеданс, резонансные параметры при возбуждении стоячих волн, коэффициент поглощения ЭМИ сантиметрового диапазона и т. д.

• Измерители радиационных свойств, включая коэффициенты поглощения ионизирующего излучения: γ-квантов ( Daniel, Schlumberger, Haimo) или нейтронов.

• Измерители оптических свойств, включая коэффициент пропускания и/ или рассеяния света ИК диапазона (Premier Instruments).

• Измерители акустических свойств, включая скорости пробега акустических волн и величину ослабления акустических колебаний, доплеровский сдвиг и т. д. Электрофизические и радиационные сенсоры чрезвычайно чувствительны к изменению минерализации воды, поскольку электропроводность

28 ROGTEC

Composition of the borehole fluid should be determined by the flow meter, that is, with no interference in the flow and phase separation, based on measuring the physical properties of the medium which differ significantly among its individual components. A definitive interrelation between the measured physical properties and composition of the fluid is generated based on a preliminary calibration results with slip effects factored in.

Composition monitors can be, for our purposes, split up in several groups contingent upon their measured fluid physical properties: • Electrophysical meters including measuring of permittivity and electrical conductivity. The directly measured parameters are electric properties of a sensor filled with fluid: capacitance and / or conductivity; full impedance; resonance parameters for standing waves; absorption factor for super high frequency EMI, etc.

• Radioactivity meters including measuring of ionizing radiation absorption factors: γ-rays (Daniel, Schlumberger, Haimo) or neutrons.

• Optical meters including measuring of IR transmission and / or scattering factor (Premier Instruments).

• Acoustic meters including measuring of acoustic wave travel velocity and acoustic wave attenuation, Doppler shift, etc.

Electrophysical and radioactivity sensors are highly sensitive to fluctuations in water salinity since electrical conductivity and absorption hugely depend on salt content. A disadvantage of electrophysical and optical sensors to some extent is their low sensitivity to the liquid hydrocarbons / water ratio at high gas content.

Thus such meters can be used either together with a composition meter of another type which identifies specific gas content or as part of the two phase separator flow meter where liquid is separated from gas.

The majority of industrial multiphase flow meters employs a combination of component scanners with different physical principals applying independent measurements to mutual adjust them and determine the flow structure.

Summing up the above, we get that the metering systems and metering techniques currently cannot ensure a uniform reliability of the obtained data given the financial considerations the higher the accuracy of the metering system, the higher its cost and lower its financial efficiency. For this reason, the development of the existing data collection systems based on the subsurface telemetry systems (STS) and group metering station (GMS) is from both perspectives of data processing technique and equipment upgrade.

Reliability of Field Data. Summing up the above information on the metering systems we can state www.rogtecmagazine.com

COMPLETIONS и поглощающие свойства сильно зависят от концентрации солей. Частичным недостатком электрофизических и оптических сенсоров является низкая чувствительность к соотношению жидкие углеводороды/ вода, при высоком содержании газа. Поэтому такие измерители можно использовать либо в комбинации с компонентным измерителем другого типа, определяющим удельное газосодержащие, либо в составе двухфазного сепараторного расходомера, где жидкость отделяется от газа. Большинство промышленных многофазных расходомеров использует комбинацию компонентных сканеров на разных физических принципах, применяя независимые измерения для взаимной корректировки и определения структуры потока. Резюмируя вышеизложенное, получаем, что в настоящее время замерные системы и методики замеров не могут обеспечить одинаковую достоверность получаемой информации при учете экономического фактора: чем выше точность системы измерения, тем выше её стоимость и ниже экономическая эффективность. Поэтому очень актуально развитие существующих систем сбора информации на основе систем погружной телеметрии ( ТМС) и групповых замерных установок ( ГЗУ) как с точки зрения методики обработки информации, так и модернизации аппаратуры. Достоверность промысловой информации. Обобщая приведенную выше информацию о замерных системах, запишем как прямую, так и обратную задачи, связанные с устьевыми замерами. Предположим, нас интересует накопленная добыча по одной скважине за сутки. Для двухкопонентного трехфазного потока в предположении постоянства газового фактора ( что верно для большинства добывающих скважин) можно записать:

Где суточный замер накопленной фазы j (т.е. j=1,2, так как мы имеем две фазы - воду и нефть), мгновенный дебит i-ой скважины по данной фазе. В связи с отсутствием мгновенных замеров интеграл в правой части уравнения заменяется произведением часового замера накопленной добычи на заданный интервал времени в часах: Δt Где соответственно усредненные накопленные показатели скважины за сутки по жидкости и усредненная насыщенность по данной www.rogtecmagazine.com

a primary as well as a dual problem related to the wellhead measurements. Let us suppose that we are interested in the accumulated daily production of one well. We write the following formula for the double component three phase flow if we assume a constant gas ratio (which is true for the majority of producing wells):

Where: is the daily measurement for the accumulated phase j (that is, j=1.2 since we have two phases: water and oil), is an instanteneous rate of the ith well for this phase Since no instantaneous measurements are available the integral in the right hand member of the formula is replaced with a product of the hourly accumulated product measurement times the specified time period Δt in hours:

Where: are an average accumulated daily well performance for liquid and average saturation for such phase respectively are empirical parameters that impact the reliability of these measurements f1: Human component that entails adherence to the measurement schedule including compliance with the set time periods and work scrupulousness (no fictious records), measuring accuracy including following the activity sequence, purposeful information distortion, or exaggerated production, etc. f2: Technology factor that covers the metering unit error along with potential leakage, stray flows in the manifold, reciprocal actions of the wells, unstable pump system operation, etc. f3: Hydrodynamic factor that comprises the fluctuating operation of both individual wells and the field as a whole.

The reliability of the obtained information is hinged upon the listed factors each of which affects the total measurement error. Despite the high accuracy of the recent metering systems they cannot rule out all the three above mentioned factors but only lessen the technology and / or hydrodynamic factor while obviously not redressing the human component.

ROGTEC 29

ЗАКАНЧИВАНИЕ фазе, эмпирические факторы, влияющие на достоверность данных замеров. f1- «человеческий» фактор, который учитывает соблюдение расписания проведения замеров, включая соответствие временным интервалам и добросовестность выполнения работ ( наличие фиктивных записей) , точность выполнения замеров, включая соблюдение последовательности операций, умышленные искажения данных - «расписывание» добычи и т. д. f2- технологический фактор, в который входит как погрешность замерных устройств, так и возможные утечки, паразитные перетоки через переключатель, взаимное влияние скважин друг на друга, нестабильность работы насосных систем и т. д. f3- гидродинамический фактор, в который входит пульсирующие режимы работы, как отдельных скважин, так и всего месторождения. Достоверность получаемой информации зависит от перечисленных факторов, каждый из которых влияет на итоговую погрешность измерений. Современные замерные системы, хотя и обладают высокой точностью, всё же не могут исключить сразу все факторы из выше перечисленных, а лишь минимизируют технологический и/ или гидродинамический, но по понятным причинам не могут учесть «человеческий» фактор. Прямая задача формулируется следующим образом – при замерах на скважине или скважинах в условиях куста необходимо минимизировать три фактора, напрямую влияющих на достоверность замеров. Это возможно, как технически, так и математически – используя специальные алгоритмы, в общих чертах, описанные далее. Обратная задача – по известной точной сумме каждой из фаз необходимо восстановить значения трех факторов в зависимости от времени, что позволит определить дебиты по каждой скважине. Решение прямой и обратной задачи важно для повышения точности учёта нефтегазодобычи, построения моделей резервуаров и т. д.

Информационная система

Погрешность различных измерений – понятие, традиционно относящееся к метрологии. В этой области снижение погрешности достигается в основном техническими средствами – усовершенствованием оборудования, или методиками измерения, но значительно реже [3]. При измерениях такого сложного параметра, как поток многофазной многокомпонентной среды на

30 ROGTEC

Then the primary problem is to minimize three factors that directly impact the reliability of measurements for a well or a well cluster. It is possible both technically and mathematically by utilizing the special algorithms outlined below. The dual problem is to recover the values of three factors depending on time with a known exact total of each phase that will allow us to calculate production for each well. Solution of the primal and dual problems is essential for increasing the accuracy of metering in oil and gas production, creating reservoir models, etc.

Information System

The error in the different measurements is a term that traditionally belongs to metrology. This field reduces error mainly though technical measures: equipment advances but much less so through measuring techniques [3]. When measuring such a complex characteristic as multiphase multicomponent flow at the wellhead of a producing oil or gas well the issue of error is primarily related not only to the perfection of the measuring instruments but the reliability of the created physical model for the measured fluid and the device.

Thus it is reasonable to examine not the error of well rate measurements but reliability of the measured information [4].

Periodic continuous rate measurements are utterly important for settling the issues related to oil and gas field development both locally and for the field as a whole. We would like to emphasize that there is an apparent relationship between the error and resolution of the measuring system and its cost. That’s why the problem of determining the reliability level of information on well rates, accumulated production and other characteristics measured and identified with various devices is top-of-the-agenda. Such devices are represented by a wide range of diversified measuring systems based on both mixture separation and rate measurements for each component and a vast number of multiphase measuring instruments that operate with no interference with the flow. The most common instruments are the GMS’es simultaneously connected to several wells via a hydraulic switching system and supporting measurements with a toggled intermittent operation. Such metering systems normally contain separators within them but multiphase flow meters can be used as well.

Since data interpolation between measurements makes a sizeable addition to the overall information picture we suggest that quantitative assessment of metering system efficiency is rooted in the information theory. The most practical approach for identifying informativity of the production monitoring system is a probabilistic one using entropy as an information content measure, that is, the number of bits required for coding a variable value so that it meets the accuracy criterion [5]. It is clear that www.rogtecmagazine.com

COMPLETIONS устье добывающей нефтегазовой скважины, вопрос погрешности относится не столько к совершенству измерительной аппаратуры, сколько к достоверности построенной физической модели измеряемой среды и устройства. Поэтому имеет смысл говорить не о погрешности измерений дебитов, а о достоверности измеряемой информации [4]. Непрерывные непрерывные измерения дебитов являются крайне важными для решения вопросов, связанных с разработкой нефтегазовых месторождений как локально, так и для всего месторождения в целом. Обратим внимание, что имеется очевидное соответствие между погрешностью и разрешающей способностью измерительной системы и ее стоимостью. Поэтому сейчас актуальна задача определения степени достоверности информации о дебитах, накопительной добыче и других параметров, измеренных и определенных с помощью различных устройств. Эти устройства представляют собой широкий парк различных измерительных систем, основанных как на принципе разделения смеси и измерении дебита каждой из компонент, так и большого количества многофазных измерительных устройств, которые проводят измерения без каких-либо вмешательств в поток. Наиболее распространенными являются ГЗУ, подключенные сразу к нескольким скважинам через гидравлическую коммутирующую систему и обеспечивающие измерения в переключаемом периодическом режиме. Такие замерные системы обычно содержат в своем составе сепараторы, но могут применяться и многофазные расходомеры. Поскольку значительный вклад в общую информационную картину такой системы дает интерполяция данных между замерами, мы предлагаем делать количественную оценку эффективности замерных систем, основываясь на теории информации. Наиболее приемлемый подход для определения информативности системы мониторинга добычи – вероятностный, с привлечением энтропии как меры информационной ёмкости, т. е. количества битов, необходимого для кодирования значения переменной, чтобы оно удовлетворяло требованиям точности [ 5 ] . Очевидно, что источником информации является изменение характеристик системы добычи. Поэтому поток информации о системе добычи I (t, δ, Δt) есть функция времени (t), требуемого разрешения системы мониторинга (δ) и временной задержки между измерениями (Δt). В общем случае система мониторинга не позволяет воспринимать всю информацию об изменениях системы добычи, поэтому для количественного сравнения www.rogtecmagazine.com

the source of information is a change in the production system performance. In this view, information flow from the production system I (t, δ, Δt) is a function of time (t), the required resolution of the monitoring system (δ) and a time lag between measurements (Δt). Generally speaking, the monitoring system does not support sensing all the information about the changes in the production system so the information losses dI should be calculated to numerically compare the efficiency of different monitoring system [6]: Where: is steps in time, is a time period between measurement; is the instrument resolution; is the information flow of the instrument is the information sensing function that factors in event superposition and takes on a value of

Where: pi is the probability of occurrence for the set value .

The ultimate goal of flow metering system design is to maximize to minimize the information losses dI which are linearly proportional to the method error of the monitoring system.

Since information is generated upon any changes in the production system the information capacity of the monitoring system can be boosted by performing measurements only on the wells with changes. It will help to satisfy one of the crucial requirements to the measuring system: the opportunity to accurately determine time of any event occurrence, the reasons behind it, location of the source within the field, and assessment of its scale.

Measurements with switching between events. Up-todate GMS’es are meant for performing measurements on several wells within one cluster but errors brought about by information omissions in such a case will pile up since √n, where n is the number of wells and a total error of the accumulated production, will upsurge.

The solution to this problem is to increase the frequency of switching between the wells. Yet this frequency is, in fact, limited by both serviceable life saving considerations for the hydraulic switch and a duration constant for separation. Any events in the wells will be identified with a time lag comparable with a duration of a complete switching cycle for all the wells in a cluster.

ROGTEC 31

ЗАКАНЧИВАНИЕ эффективности различных систем мониторинга вычисляются информационные потери dI [6]: Где - шаги по времени, - временной интервал между измерениями; - разрешение измерителя; - информационный поток измерителя; - функция восприятия информации, которая учитывает наложение событий и принимает значения

- вероятность появления заданного значения

.

Конечная цель проектирования системы расходометрии – максимизировать чтобы минимизировать потери информации dI, которые ),(FMtδη ),,(FMFMFMrttIΔδ Поскольку информация генерируется при возникновении какихлибо изменений в добывающей системе, то можно существенно расширить информационную емкость системы мониторинга, производя измерения только на тех скважинах, на которых происходят изменения. Это позволит удовлетворить одно из важных требований к измерительной системе – возможность достоверного определения момента возникновения какого-либо события, причины его возникновения и местонахождение источника на месторождении, а также оценки его масштабов.

We performed an information simulation study for a system of hydrodynamically related facilities where events of a certain type were prescribed. Since all the flow properties in such a system can be calculated and are known to any predetermined accuracy and timing resolution we have an approximation of a perfect measuring system with an unlimited information capacity. We further reviewed an approximation of an actual metering system recording a limited or incomplete information range with a deliberately reduced timing resolution and noises of various nature added. Continuous thermobarometry at the wellhead supplemented with a low accuracy flow measurements and, finally, some data for the itemized component rates from the GMS hooked up via a hydraulic switch were selected as the measured parameters.

As an illustration, Fig. 1 shows a correlation between an error in the accumulated production for a well system and a cycle of the GMS switching between them.

Mathematical simulation demonstrated that the metering system with an event switch can have a one order lower total error for the accumulated production thus eliminating the need for equipping each well with costly meters since only one high accuracy cluster flow meter is sufficient. Additionally, such metering system cuts the wear of the hydraulic switch (isolation valves) down to a required minimum.

Conventional algorithms based on exploring correlations in the measured data [7] and identifying fractal characteristics of time functions [8] as well as state-ofthe-art algorithms rooted in the competitive similarity function [9] that supports factoring in of quantitative assessment of various data accuracy can be used to identify events by gauge readings

Накопленная ошибка замеров, % Accumulated measurement error, %

Измерения с переключением по событиям. Современные ГЗУ предназначены для измерений на объединенных в один куст нескольких скважинах, однако погрешности, 45 обусловленные пропуском 40 информации, в этом случае нарастают как √n, где n – число 35 скважин и суммарная погрешность 30 накопленной добычи - значительно увеличивается. Решением 25 подобной проблемы становится 20 увеличение частоты переключений 15 между скважинами, однако в действительности эта частота 10 ограничена как соображениями 5 экономии ресурса гидравлического коммутатора, так и постоянной 0 времени сепарации. Выявление 0 5 10 15 20 любых событий на скважинах будет Частота переключений, сут. - Switching frequency, days происходить с задержкой на время, сопоставимое со временем полного Рис. 1. Накопленная ошибка в добыче в зависимости от периода замеров цикла переключений для всех Figure 1. Accumulated production error vs measurement cycle скважин куста.

32 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

COMPLETIONS Нами было проведено информационное моделирование системы гидродинамически связанных объектов, в которой задавались события определённого типа. Поскольку в такой системе все параметры течения вычисляются и известны с любой наперёд заданной точностью и временным разрешением, то имеем приближение идеальной измерительной системы с неограниченной информационной емкостью. Далее было рассмотрено приближение реальной замерной системы, фиксирующей ограниченный и/ или неполный набор данных с искусственно уменьшенным временным разрешением, на которые были наложены шумы разнообразной природы. В качестве измеряемых параметров были выбраны непрерывные термобарометрические измерения на устьях скважин, дополненные показаниями расходов низкой точности, и наконец, отдельные данные покомпонентных дебитов с ГЗУ, подключенной через гидравлический коммутатор. В качестве примера на Рис. 1 приведена ошибка в определении накопленной добычи по системе скважин, в зависимости от периода переключений ГЗУ между ними. Математическое моделирование показало, что замерная система с коммутацией по событиям может иметь на порядок меньшую суммарную ошибку в накопленной добыче, поскольку достаточно только одного высокоточного кустового расходомера. Кроме того, такая замерная система сокращает износ гидравлического коммутатора – запорной арматуры, до необходимого минимума. Для распознавания событий по показаниям от датчиков возможно применение как традиционных алгоритмов, основанных на построении корреляций в измеряемых данных [7] и определении фрактальных характеристик временных зависимостей [8], так и использование новейших алгоритмов на основе функции конкурентного сходства [9], позволяющих вводить количественные оценки достоверности различных данных.

Система анализа и обработки промысловой информации Еще одним важным аспектом построения системы является изучение промысловой информации, содержащей большое количество пропусков и некорректных величин для создания консолидированной структуры данных, готовой для дальнейшего применения. Несмотря на несовершенство имеющихся измерительных систем, возможна математическая обработка таких данных для решения ряда задач. Отличительной чертой опробованных решений www.rogtecmagazine.com

Field Data Analysis and Processing System

Another important aspect of system building is a study of field information containing a large amount of omissions and incorrect values to create a consolidated data structure which is ready for further use.

Despite the shortcomings of the existing measuring systems such data can be mathematically processed to deal with a range of issues. A distinctive feature of the tested solutions is an integrated approach to field data including their analysis as a function of time and not only as instantaneous or average values.

Data filtering and interpolation. Data can contain a large amount of omissions and errors. The FRiS-ZET algorithm based on the competitive similarity function [9] to fill in the omissions and identify erroneous data is suggested as a solution. The algorithm operates in the following steps: 1. The most competent rows and columns are selected to fill in the element from the original M*N size object / property matrix, which will later form a competent submatrix consisting of the m, m ≤ M, rows and n, n ≤ N, columns.

2. In the second step the parameters in the formula used to predict the omitted element are adjusted automatically and an expected error of the omitted element prediction is assessed.

3. The element is directly predicted.

The software package in Fig. 2 calculates the competent matrix (in its lower left part) and makes a prediction for each cell. The algorithm can operate in either ways: by filling in the omissions in the tables or checking the filled out cells for their alignment with the common patterns of the data array (potentially incorrect data are highlighted with darker color in Fig. 2).

The advantage of the algorithm is the use of the competitive similarity function that, from the entire data array, selects only a small competent part most suited for filling in a particular empty cell or identifying errors in the already completed matrix [10] and adds a reliability checks for the generated prediction based on the compactness value of the competent matrix involved in the element prediction.

It helps to boost the speed and accuracy of the algorithm operation compared to its existing alternatives.

This data processing stage ensures generation of data with an equivalent error that can be used for further calculations and developments: to create correlation models, monitor and identify events, build hydrodynamic models, search for linked objects, analyze data with statistical estimates, etc.

ROGTEC 33

ЗАКАНЧИВАНИЕ является комплексный подход к промысловым данным, состоящий в анализе их как функции времени, а не только мгновенных или усреднённых значений. Фильтрация и интерполяция данных. Данные могут содержать большое количество пробелов и ошибок. В качестве решения предлагается алгоритм для заполнения пробелов FRiS-Z E T на основе функции конкурентного сходства [ 9 ] и поиска ошибочных данных. Работа алгоритма Рис. 2. Пример работы алгоритма FRiS-ZET можно описать следующими Figure 2. Example of FRiS-ZET algorithm operation этапами: 1. Для заполнения данного элемента из Further use of data. Preliminary data preparation and исходной матрицы «объект-свойство» размера selection of the representative “hydrodynamic events” will M*N выбираются наиболее компетентные строки allow producing more solid and consolidated data arrays и столбцы, и из них формируется компетентная that can be used for solving high level integration issues подматрица, состоящая из m, m ≤ M, строк и n, n ≤ N, related to process optimizing. столбцов.

2. На втором этапе автоматически подбираются параметры в формуле, используемой для предсказания пропущенного элемента, и оценивается ожидаемая ошибка предсказания пропущенного элемента.

3. Выполняется непосредственно прогнозирование элемента На Рис. 2 программный комплекс на вычисляет компетентную матрицу ( внизу слева) и строит прогноз каждой ячейки. Алгоритм может работать в двух режимах: заполняя пробелы в таблицах или проверяя заполненные ячейки на соответствие общим шаблонам массива данных ( потенциально некорректные данные подсвечиваются на Рис. 2 более темным цветом) . Преимуществом алгоритма является использование функции конкурентного сходства, с помощью которой из всего массива данных выбирается только небольшая компетентная часть, наиболее подходящая для заполнения данной пустой клетки или обнаружения ошибки в уже заполненной [10], а также вводится мера достоверности сделанного прогноза на основе значения компактности компетентной матрицы, участвовавшего в предсказании данного элемента. Это позволяет

34 ROGTEC

Summary

The smart field is created through building and fine tuning a feedback system for the execution units and measuring systems for its flawless operation. This paper attempts to approach the issues of forming the smart field basis including software package development to implement the expert system and multiphase flow metering system to ensure the least information loss during measuring.

We plan to further clarify all of these issues including data processing algorithms and an information approach to the measuring system assessment.

References

1. Baikov I. R., Smorodov Е.А., Akhmadullin K. R. Reliability and efficiency analysis techniques for hydrocarbon production and transportation system. - M.: OOO Nedra Business center, 2003. - 275 p.: ill.\ 2. Weatherford. LOWIS™ Life of Well Information Software. http://www.ep- solutions .com/solutions/ Software/LOWIS.htm 3. espWatcher. A service for remote real-time surveillance and control electrical submersible pump systems. http:// www.slb.com/content/services/artificial/submersible/ espwatcher.asp.

4. Real Time Optimisation Approach for 15,000 ESP Wells S. Zdolnik, A. Pashali, D. Markelov, M. Volkov//SPE 2008.

5. Shneiderman B. Tree visualization with Tree-maps: A 2-d space-filling approach. ACM Transaction on graphics. – 1992. – Vol. 11. – № 1. www.rogtecmagazine.com

COMPLETIONS существенно повысить скорость и точность работы данного алгоритма по сравнение с существующими аналогами. Этот этап обработки данных обеспечивает получение данных с эквивалентной погрешностью, которые могут быть использованы для дальнейших вычислений и построений - для создания корреляционных моделей, мониторинга и распознавание событий, гидродинамического моделирования, поиска связанных объектов, анализа на основе статистических оценок и т. д. Дальнейшее применение данных. Проведение первичной подготовки данных и выделение характерных «гидродинамических событий» позволит получить более цельные и консолидированные массивы, которые можно применять для решения задач более высокого уровня интеграции, связанных с оптимизацией технологических процессов.

Заключение

Построение интеллектуального месторождения состоит в создании и настройке системы обратной связи между исполнительными устройствами и измерительными системами для правильного функционирования. В этой работе сделана попытка затронуть вопросы формирования базиса интеллектуального месторождения, включая разработку программного пакета, реализующего экспертную систему, а также системы многофазной расходометрии, обеспечивающая минимизацию потерь информации при измерениях. В дальнейшем мы планируем более подробно осветить все эти вопросы, включая алгоритмы обработки данных и информационный подход к оценке измерительных систем.

Список литературы

1. Байков И. Р. , Смородов Е. А. , Ахмадуллин К. Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья. - М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 . - 275 с. : ил. \ 2. Weatherford. LOWIS™ Life of Well Information Software. http://www.ep-solutions.com/solutions/Software/LOWIS.htm 3. espWatcher. A service for remote real-time surveillance and control electrical submersible pump systems. http:// www.slb.com/content/services/artificial/submersible/ espwatcher.asp.

4. Real Time Optimisation Approach for 15,000 ESP Wells S. Zdolnik, A. Pashali, D. Markelov, M. Volkov//SPE 2008.

5. Shneiderman B. Tree visualization with Tree-maps: A 2-d space-filling approach. ACM Transaction on graphics. – 1992. – Vol. 11. – № 1 .

6. Загоруйко Н.Г. Прикладные методы анализа данный и знаний. 1999г. www.rogtecmagazine.com

6. Zagoruiko N.G. Applied Approaches to Data and Knowledge Analysis. 1999 7. Methods of Recognition Based on the Function of Rival Similarity N. G. Zagoruiko, I. A. Borisova, V. V. Dyubanov, and O. A. Kutnenko Sobolev Institute of Mathematics, SB RAS//MATHEMATICAL THEORY OF PATTERN RECOGNITION. 8. Ryazantsev A. E. Phase Meter for the Oil-Water-Gas Mixture (MMIF Interra, 2011) 9. Ryazantsev A. E. The FRiS- ZET omission filling algorithm for empirical tables and its use for solving data analysis issues in oil and gas fields, (MNSK, 2012) 10. http://math.nsc.ru/wwwzag/ 11. Jeffery I., Higgins D., Culhane A.: Comparison and evaluation of methods for generating differentially expressed gene lists from microarray data, BMC Bioinformatics, 2006, 7:359. (http://www.biomedcentral.com/14712[9]5/7/359) 12. Ryazantsev A. E. Intellectual expert system for field data analysis and streamlining oil and gas production.

The Smart Field: International Practice and Modern Technology, International Research to Practice Conference. May 10-11, 2012 7. Methods of Recognition Based on the Function of Rival Similarity N. G. Zagoruiko, I. A. Borisova, V. V. Dyubanov, and O. A. Kutnenko Sobolev Institute of Mathematics, SB RAS// MATHEMATICAL THEORY OF PATTERN RECOGNITION. 8. Рязанцев А. Э. «Phase Meter for the Oil-Water-Gas Mixture» (ММИФ «Интерра» 2011г.)

9. Рязанцев А. Э. « Алгоритм заполнения пробелов в эмпирических таблицах F R i S -Z E T и его применение для решения задачи анализа данных нефтегазовых месторождений» , (МНСК, 2012) 10. http://math.nsc.ru/~wwwzag/ 11. Jeffery I., Higgins D., Culhane A.: Comparison and evaluation of methods for generating differentially expressed gene lists from microarray data, BMC Bioinformatics, 2006, 7:359. (http://www.biomedcentral. com/1471-2[9]5/7/359) 12. Рязанцев А. Э. « Интеллектуальная экспертная система анализа промысловых данных и оптимизации добычи нефти и газа» . Международная научно- практическая конференция « Интеллектуальное месторождение: мировая практика и современные технологии» .

10 -11 мая 2012 г.

ROGTEC 35

КРУГЛЫЙ СТОЛ

Технология за Круглым Столом: Интеллектуальные системы заканчивания скважин Technology Roundtable: Intelligent Well Completions

Урал Муниров «Везерфорд»

Максим Карпов Halliburton

Ural Munirov Weatherford

Maxim Karpov Halliburton

1. Интеллектуальные системы заканчивания скважин или «умные» скважины позволяют нефтедобывающей компании собирать, контролировать и удаленно управлять работой скважин для обеспечения максимальной производительности. Каков уровень внедрения данной технологии в России и какие нефтедобывающие компании ее используют? «Везерфорд»: Интеллектуальные системы заканчивания скважин представляют собой единый комплекс со сложным дизайном, состоящий из инструментов управления, выравнивания притока или приемистости при одновременно-раздельной эксплуатации/закачке (ОРЭ/ОРЗ), а также систем внутрискважинного мониторинга (в различных зонах и боковых стволах) и систем контроля или аварийного закрытия. Подобный универсальный комплекс позволяет локально автоматизировать

36 ROGTEC

1. Intelligent well completions or ‘smart’ wells enable operators to acquire data, monitor and remotely control well operations for maximum productivity.

What is the degree of this technology implementation in Russia and what operators are currently using it?

Weatherford: Intelligent well completion is an integrated package featuring complex design and including control tools, inflow or conformance control devices in dual completion/dual injection systems, downhole monitoring systems (in various zones and sidetracks), as well as control and emergency shut-in systems.

This comprehensive package enables automation and optimization of reservoirs or target developments at a local level, as well as standalone or remote-control operations.

There is currently slow but positive movement toward implementing this technology by both Russian and foreign operators. This is due to the development of new www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE и оптимизировать процесс выработки/заводнения пласта или объекта в целом, а также может автономно работать и дистанционно управляться. На сегодняшний день в России наблюдается медленно-положительная динамика внедрения данной технологии как отечественными, так и иностранными нефтегазодобывающими компаниями, работающими на территории России. Это обусловлено началом освоения новых месторождений, таких как морские, автономные, со сложными геологическими условиями добычи углеводородов, относящихся к ТРИЗ, а также активов, где реализованы инновационные подходы и существуют возможности проводки и строительства таких скважин. Внедрением сложных по исполнению и конструкционным особенностям «умных скважин» занимаются преимущественно компании, осуществляющие разработку углеводородов на континентальном шельфе России (в Охотском, Каспийском и Баренцевом морях). Несмотря на то, что на сегодняшний день число сложных «интеллектуальных» заканчиваний ограничено, большинство компанийоператоров уже активно применяют упрощенный вариант интеллектуальной системы заканчивания – оснащение скважин системой внутрискважинного мониторинга, куда входят датчики давления и температуры, распределенное, распределенноточечное температурное профилирование, а также внутрискважинные расходомеры.

Halliburton: В настоящее время системы интеллектуального заканчивания скважин актуальны для многих российских месторождений и в той или иной мере применяются большинством ведущих нефтегазовых компаний, осуществляющих разработку на территории Российской Федерации. Из-за истощения запасов легко извлекаемых углеводородов, а также необходимости разработки все новых и новых месторождений, находящихся в труднодоступных районах, становится очевидным, что для поддержания уровня добычи на требуемом уровне необходимо изменять подходы к разработке месторождений. Одним из www.rogtecmagazine.com

offshore and remote fields, with challenging geology, hard-to-recover reserves and assets that require innovative approaches — beyond conventional drilling and construction operations. Companies producing hydrocarbons at the Russian continental shelf (in the Sea of Okhotsk, Caspian Sea and Barents Sea) are currently developing ‘smart’ wells with specific design features.

While the number of complex, intelligent completions may be limited right now, most oil and gas producers are already using a simplified version of this method: the installation of a downhole monitoring system that includes pressure and temperature sensors, distributed and distributed/point temperature profiling and downhole flow meters.

Halliburton: At present, intelligent well completion systems are relevant for many Russian fields and are used to some extent by most major oil and gas companies carrying out development activities in the Russian Federation.

Due to depletion of easily recoverable hydrocarbon reserves, as well as the need for development of more and more new fields located in hardto-reach areas, it is becoming obvious that it is necessary to change approaches to field development in order to maintain the required production level. One of the key solution elements is the introduction of intelligent well completion systems allowing monitoring and control of the well operation throughout its service life and therefore carrying out continuous development optimization.

2. Is it possible to increase the degree of this technology application and to enhance its potential in Russia?

Weatherford: The degree of technology adoption depends on several key factors, which will determine what types of intelligent systems are implemented. These factors include: • objectives; • level of complexity; • feasibility of implementing the selected completion system considering the engineering, technical and geological conditions of the well construction and design; • cost of imported equipment and the high-quality components required for a successful operation;

ROGTEC 37

КРУГЛЫЙ СТОЛ основных элементов решения является внедрение систем интеллектуального заканчивания скважин, позволяющих осуществлять мониторинг, контроль за работой скважины на протяжении всего срока ее эксплуатации, и, следовательно, осуществлять непрерывную оптимизацию разработки.

2. Возможно ли повысить уровень распространения технологии и увеличить ее потенциал в России? «Везерфорд»: Уровень распространения технологии зависит от ряда ключевых факторов, которые определяют типы применяемых систем. К ним относятся: • задачи и цели; • степень сложности; • возможность внедрения подобранного комплекса заканчивания с учетом инженерно-технических и горно-геологических условий строительства скважины, а также ее конструкционных особенностей; • стоимость импортного оборудования и качество исполнения его компонентов, от которого зависит эффективность работы; • цена на нефть; • санкционная политика; • политика импортозамещения; • ограниченные возможности поставщиков российских систем интеллектуального заканчивания скважин. Если условия будут благоприятными и удастся преодолеть определенные технологические сложности, а также справиться с ограниченностью бюджетов компаний-операторов, то потенциал данной перспективной технологии в России можно существенно увеличить.

Halliburton: Безусловно, у нас есть свои особенности, такие как климатические условия, наличие готовой инфраструктуры, необходимой для внедрения данных технологий, а так же техническая оснащенность персонала, задействованного в процессе эксплуатации оборудования. Однако все это не является непреодолимым препятствием для внедрения систем интеллектуального заканчивания. Все большее число нефтегазовых компаний после применения данного решения убеждается в его надежности и эффективности. Если на начальном этапе активно внедрялись системы, позволяющие осуществлять только мониторинг отдельных параметров добывающих скважин, то в настоящее время компании-операторы внедряют системы, позволяющие контролировать режим работы, как в целом скважины, так и отдельных ее интервалов. Следующим этапом развития будет строительство

38 ROGTEC

• oil price; • sanctions policy; • import substitution policy; • limited capabilities of Russian suppliers to provide intelligent well completion services.

If the conditions are favorable and if we succeed in overcoming certain technical challenges and budget limitations, then the potential of this advanced technology in Russia can be significantly increased.

Halliburton: We certainly have our features, such as climatic conditions, availability of existing infrastructure required for the introduction of these technologies as well as technical equipment of the personnel involved in the equipment operation process. However, all these are not an unsurmountable obstacles for the introduction of intelligent well completions. More and more oil and gas companies get convinced in reliability and efficiency of this solution after its application. If initially systems allowing only monitoring of individual parameters of producing wells were introduced, now operators introduce systems allowing monitoring of operation parameters of both the whole well and its individual intervals. The next stage of development will be the construction of intelligent fields.

The Russian market definitely has a great potential, and Halliburton intends to take the most active part in its development, thus increasing its share in the sphere of intelligent well completion.

3. Are technology costs prohibitive in Russia, and what cost saving possibilities are offered by intellectual well completions?

Weatherford: The technology itself is flexible. The costs and production results of a well completed through intelligent methods greatly depend on the manufacturing quality of its components.

Weatherford offers a competitive system equipped with permanent downhole monitoring systems, with a service life spanning the whole operational life of the well; electronic systems, from basic to multi-zone; and multilateral configuration. This integrated package enables remote and continuous operations with high accuracy and without any operational interference, which results in a significant reduction of operators’ work-over expenses, manual labor, operating personnel and equipment.

Halliburton: The answer to this question and determination of feasibility of introducing intelligent well completions in each particular case requires integrated approach and participation of a wide range of experts both from the operator and the service company.

Introducing this system, you get the access to a wide range of real-time information as well as the capability www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

Экономьте до 24 часов работы буровой

© 2016 Halliburton. All Rights Reserved.

С ТЕХНОЛОГИЕЙ КЛАПАНОВ УДАЛЕННОЙ АКТИВАЦИИ КОМПАНИИ HALLIBURTON. Теперь, благодаря дистанционно управляемым клапанам, вы сможете провести установку оборудования заканчивания в скважине без необходимости проведения дополнительных работ с ГНКТ, проволочной или канатной техникой. Изоляционный барьерный клапан eRed®-LV может работать как полнопроходной барьер, управляемый удаленно на любой глубине. Клапан eRed®-HS позволяет проводить циркуляцию над установленным пакером. Но самое главное то, что каждый клапан может многократно дистанционно активироваться с поверхности без применения гидравлических контрольных линий, что не только сэкономит более 24 операционных часов, но и сократит риски при установке оборудования. Какое заканчивание применить на ваших скважинах? Узнайте больше на www.halliburton.com/ered

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 39

КРУГЛЫЙ СТОЛ интеллектуальных месторождений. Российский рынок определенно имеет большой потенциал, и компания Halliburton намерена принимать самое активное участие в его развитии, тем самым увеличивая свою долю в сфере интеллектуального заканчивания скважин.

3. Являются ли издержки на технологии в России запретительными, а также какие возможности по экономии затрат предлагают интеллектуальные системы заканчивания скважин?

Обсадная колонна Casing Проходной пакер Feedthrough Packer Плоскокорпусный модуль, состоящий из гидравлического 2 х ¼ “ и электропроводного 1 х ¼ “ каротажных кабелей 2 x ¼” Hydraulic and 1 x ¼” Electric Flatpack

Коллектор SmartPlex™ SmartPlex™ Manifold

Разбухающий пакер с обводной линией Swellpacker with Bypass

НКТ Production Tubing

«Везерфорд»: Сама по себе технология достаточно гибка. Издержки и производственные результаты, полученные на скважине, законченной с применением интеллектуальных методов, в значительной мере зависят от качества ее составляющих.

Weatherford предлагает экономически конкурентоспособную систему, которая оснащается стационарными системами внутрискважинного мониторинга, срок службы которых охватывает весь период эксплуатации скважины, электронными системами (от базовой до многозонной) и многоствольной конфигурацией интеллектуальной системы заканчивания. Такой комплекс позволяет дистанционно и продолжительное время выполнять целый ряд операций с высокой точностью и без необходимости контроля и дополнительных вмешательств в его работу, что способствует существенной экономии затрат операторов на ремонтные работы, ручной труд, число задействованного персонала и объем используемого оборудования.

Halliburton: Для ответа на этот вопрос и определения целесообразности внедрения систем интеллектуального заканчивания скважин в каждом конкретном случае необходим комплексный подход с привлечением широкого спектра специалистов, как со стороны компанииоператора, так и со стороны сервисной компании. Внедряя данную систему, вы получаете доступ к широкому спектру информации, получаемой в режиме реального времени, а также возможность контролировать каждый интервал скважины в процессе ее эксплуатации без внутрискважинного вмешательства, что экономит время и значительно снижает риски, неизбежно возникающие при КРС. Информация, получаемая с группы скважин, может быть централизована и использована не только

40 ROGTEC

Клапан управления интервалом Interval Control Valve

Необсаженный участок Open Hole

to control each well interval in process of its operation without the need for well intervention which saves time and significantly reduces the risks inevitably arising during workover. Information received from a group of wells can be centralized and used not only for current optimization but also for short-term planning of the field development for the purpose of increasing the total cumulative production and recovery factor. In addition, this technology will allow enhancing waterflood system efficiency by means of optimal distribution of chemical injection by formations in wells exposing multiple deposits.

Also, it is necessary to take into account that efficient development of multiple reservoirs is virtually impossible without intelligent completion. Therefore, regardless of significant costs, the use of this technology will maximize the companies’ capabilities to provide efficient production.

4. What are the advantages of a ‘smart’ well for an operator?

Weatherford: One of the key intellectual completion tools is a permanent downhole monitoring and control system, which provides high accuracy monitoring over extended periods (up to 25 years!). This component is really necessary in an intellectual completion, and most operators have already enjoyed its benefits.

To start with, a ‘smart’ well equipped with monitoring systems enables an operator to decrease operational costs, to optimize production and to manage the whole field. The higher the number of wells, the greater economic effect will be achieved.

Halliburton: Using intelligent completions, an operator obtains a lot of various benefits. Productivity enhancement is of great importance and provides financial advantage and maximum return on investments (ROI). The operator also receives additional capabilities to evaluate productive formation, which allows optimization of production and waterflood system. Other important advantages include production from several formations, zonal isolation, control of production rate from different intervals and www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE для текущей оптимизации, но и для краткосрочного планирования разработки месторождения с целью повышения суммарной накопленной добычи и коэффициента извлечения. В дополнение к этому данная технология позволит повысить эффективность системы ППД за счет оптимального распределения закачки агента по пластам в скважинах, вскрывающих несколько залежей. Также необходимо принимать во внимание, что эффективная разработка ряда резервуаров практически невозможна без применения интеллектуального заканчивания. Следовательно, несмотря на значительные затраты, применение данной технологии максимально увеличивает возможности компаний по обеспечению эффективной добычи.

4. Какие конкретно преимущества несет в себе «умная» скважина для нефтедобывающей компании? «Везерфорд»: Одним из ключевых инструментов интеллектуального заканчивания является стационарная система внутрискважинного мониторинга и контроля, которая позволяет выполнять точный мониторинг на протяжении длительного времени (до 25 лет!). Наличие такого компонента в системе интеллектуального заканчивания действительно необходимо и уже по достоинству оценено большинством нефтегазодобывающих компаний. «Умная» скважина, оборудованная системами мониторинга, позволяет оператору прежде всего снизить эксплуатационные затраты, оптимизировать добычу и управлять целым месторождением. Наибольший экономический эффект будет достигнут при оснащении максимального количества скважин.

Halliburton: Используя системы интеллектуального заканчивания, компания-оператор получает множество разносторонних преимуществ. Большое значение имеет увеличение продуктивности, что обеспечивает финансовую выгоду и максимальную окупаемость инвестиций (ROI). Оператор также получает дополнительные возможности оценки продуктивного пласта, что позволяет осуществлять оптимизацию добычи и системы ППД. Другие немаловажные преимущества включают в себя добычу из нескольких пластов, разобщение интервалов, контроль дебита из разных интервалов и повышение эффективности механизированной добычи. Например, используя внутрискважинную систему мониторинга температуры и давления, можно оптимизировать режим работы УЭЦН, анализируя перепад давления www.rogtecmagazine.com

enhancement of artificial lift efficiency. For example, using downhole temperature and pressure monitoring systems, it is possible to optimize ESP’s operation mode, analyzing differential pressure and flow rates. In water injection wells exposing several formations, using the system of monitoring and control of injection into each formation, it is possible to increase the efficiency of waterflood systems significantly, having reduced the risk of premature water breakthrough in high permeability formations and eliminate low voidage replacement in low permeability formations.

5. Is it possible to implement intellectual well completions at existing fields? Does it happen in Russia or worldwide? Why yes, or why not?

Weatherford: Implementation of intellectual well completions at existing fields depends on the following: • field development stage, as the first question that arises here is about the tasks to be solved by such systems; • geological and physical reservoir properties as well as physical and chemical properties of produced/injected fluids; • uniformity of the displacement/injection front; • field development method; • candidate well and wellhead design.

The challenge posed by wells that have been already drilled, completed and put into production is that the newer, more advanced equipment used in intelligent completion systems is most often incompatible with the original well design.

Other factors include: • well completion method (single-stage or double-stage); • equipment installed in single wells, well pads or the field in total; • well construction costs when putting new reservoirs or development targets into production.

All the above factors are related both to the technical aspect (equipment in one well or a group of wells) and the financial aspect, as they will impact the economic feasibility and cost effectiveness of the intelligent well completion. Operators can take the decision to implement intelligent well completion only after consideration of all the parameters.

It should be noted that digital and optic downhole monitoring systems based on various combinations of pressure and temperature sensors are being actively implemented worldwide, including Russia. Such systems are used both individually and as part of various downhole pumping equipment.

Halliburton: Intelligent well completion systems have been introduced to existing fields. In the workover process, oil and gas producing companies can decide to changeover

ROGTEC 41

КРУГЛЫЙ СТОЛ и график изменения расхода. В нагнетательных скважинах, вскрывающих несколько пластов с помощью системы мониторинга и регулирования закачки в каждый пласт, можно значительно повысить эффективность системы ППД, уменьшив риск преждевременных прорывов воды в высокопроницаемых пластах, и устранить недокомпенсацию в низкопроницаемых.

5. Возможно ли внедрить интеллектуальные системы заканчивания на существующем месторождении? Происходит ли это в России или в мире? Почему да или почему нет? «Везерфорд»: Внедрение интеллектуальных систем заканчивания на существующих месторождениях зависит от: • стадии разработки данного месторождения, так как сразу возникает вопрос о задачах, которые будут решаться с помощью таких систем; • геолого-физической характеристики залежи и физико-химических свойств добываемого/ закачиваемого флюида; • равномерности фронта вытеснения/закачки; • способа эксплуатации данного месторождения; • конструкции скважины-кандидата и устьевого оборудования. Поскольку эксплуатационные скважины добывающего фонда обычно уже пробурены, закончены и введены в эксплуатацию, то оснащение скважины более новым и современным оборудованием, входящим в состав интеллектуальной системы заканчивания, часто осложнено его несовместимостью с текущей конструкцией скважины.

to intelligent completion systems and compare production rates in the future as well as use this data for a more comprehensive evaluation of productive formation. In some cases, the advantages of intelligent well completions become obvious for operators at the initial stage of the project when the operator faces contingencies or does not receive planned production rates. It may be caused by changing of reservoir properties in process of development or many other problems the most optimal solution to which can be achieved with a help of intelligent well completions. At present, in many mature fields in Russia and all over the world, operators are starting to introduce intelligent well completions as they start realizing their advantages.

6. Accuracy of data received from a ‘smart’ well is the key to its performance. How do you convert the obtained data into accurate information for the central control room?

Weatherford: The data accuracy depends on the metrological performance of downhole sensors (digital, quartz and fiber optic). High response frequency (sampling frequency), together with stable readings and high measurement repeatability, enables transmitting initial data to the control room without any data losses. The data, digitized directly in the control and acquisition unit, are further transferred via digital communication channels using noiseless coding protocols; this effectively prevents losses of important operational real time data transferred to the central control room from the well. Data from permanent monitoring systems are often transferred at high rates to the data acquisition and averaging systems of third parties.

К прочим факторам можно отнести: • способ заканчивания скважины (одно- или двухстадийное); • оснащение одиночных скважин, куста или месторождения в целом; • стоимость строительства скважин при вводе в эксплуатацию новых пластов или объектов. Все вышеперечисленное взаимосвязано как с технической стороной вопроса (оснащенностью одной скважины или целой их группы), так и с финансовой, поскольку сразу возникнет вопрос об экономической целесообразности и рентабельности внедрения систем интеллектуального заканчивания. Только после анализа всех параметров нефтегазодобывающие компании и принимают решения о необходимости применения систем интеллектуального заканчивания. Стоит отметить, что по всему миру, в том числе

42 ROGTEC

Weatherford: OptimaxTM safety valve Halliburton: Halliburton intelligent well completion systems are not just equipment, they can perform the function of an advisor on enhancement of productivity www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE и в России, на существующих месторождениях наблюдается активное внедрение электронных и оптических систем внутрискважинного мониторинга на базе датчиков давления и температуры в различных комбинациях. Такие системы используют как индивидуально, так и в составе различного глубинно-насосного оборудования.

Halliburton: Внедрение систем интеллектуального заканчивания начиналось на уже существующих месторождениях. При выполнении КРС нефтегазодобывающие компании могут принять решение о переходе на системы интеллектуального заканчивания, в последствии сопоставляя дебиты, а также используя полученные данные для более полной оценки продуктивного пласта. В некоторых случаях преимущества систем интеллектуального заканчивания скважин становятся очевидными для компаний уже на начальном этапе проекта, когда оператор сталкивается с непредвиденными обстоятельствами или не получает запланированных дебитов. Причина может заключаться в изменении свойств пласта в процессе разработки или во множестве других проблем, наиболее оптимального решения которых можно добиться с помощью систем интеллектуального заканчивания. В настоящий момент в России и во всем мире на многих зрелых месторождениях начинают внедряться системы интеллектуального заканчивания по мере осознания операторами их преимуществ.

and efficiency by using hardware and software system which allows analyzing real-time data at a new level.

Halliburton uses the most progressive technologies and equipment in its work. For example, ROC™ downhole temperature and pressure monitoring system with the following pressure measurement parameters: error – 0.015% of full scale, achievable resolution – less than 0.055 kPa/s, repeatability accuracy – less than 0.01% of full scale, deviation – less than 0.02% of full scale per year. Temperature measurement also meets the highest requirements: error – 0.15 C, resolution – less than 0.005 C/s, repeatability accuracy – less than 0.01% C, deviation – less than 0.1 C per year. These figures confirm that using our well completion systems, operator will get accurate data which then can be used for production process optimization. In addition, software filtration algorithms which are components of DecisionSpace Production™ software platform within the framework of «Intelligent Field» implementation are used for fighting interference in received signals which inevitably occur during data transmission and distort useful signal. The platform includes different functional modules which allow choosing filter for each signal, performing integrated validation of incoming measurements including generation of indicators of integrity and correctness of downhole measurements for further startup of automated procedures for updating of inflow models and correlation of the well lift when producing with open flow or ESP.

6. Точность данных, полученных от «умной» скважины, – ключ к ее технологическим показателям. Как вы обеспечиваете преобразование собранных данных в точную информацию для центрального диспетчерского пункта? «Везерфорд»: Точность данных определяется метрологическими характеристиками внутрискважинных датчиков (электронных, кварцевых и оптиковолоконных). Высокая частота получения данных (частота опроса) в сочетании со стабильностью показаний и высокой повторяемостью измерений позволяет передавать первичные данные на диспетчерский пункт без каких-либо информационных потерь. Оцифрованные непосредственно в блоке управления и сбора данные далее передаются по цифровым каналам связи с применением протоколов помехоустойчивого кодирования, что позволяет предотвратить потерю важной оперативной информации, приходящей в режиме реального времени со скважины на диспетчерский пункт. Часто данные со стационарных систем www.rogtecmagazine.com

Halliburton: SmartPlex w HS ICV 7. How does a ‘smart’ well change the well operating parameters to increase its flow rate?

Weatherford: With regard to an individual case or a single well, a smart completion does not have a direct effect on production enhancement as it is not a flow enhancement tool. Such systems are designed to maintain high production rates (ideally – of dry crude oil) for a long time, with uniform and maximum reservoir production levels by means of isolation and production from separate zones (without any extra intervention expenses).

With regard to well clusters and blocks of intelligent well completions within the field, it is fair to say that

ROGTEC 43

КРУГЛЫЙ СТОЛ мониторинга передаются с большой скоростью на системы сбора и осреднения данных 3-х сторон.

Halliburton: Системы интеллектуального заканчивания Halliburton — это не просто оборудование, они могут выполнять функцию советника по увеличению продуктивности и эффективности путем использования программноаппаратного комплекса, позволяющего на новом уровне анализировать данные получаемые в режиме реального времени. Halliburton применяет в своей работе самые прогрессивные технологии и оборудование. В качестве примера можно привести внутрискважинную систему мониторинга температуры и давления ROC™ со следующими параметрами по измерению давления: погрешность — 0,015 % полной шкалы, достижимое разрешение — менее 0,055 кПа/с, точность повторения — менее 0,01 % полной шкалы, отклонение — менее 0,02 % полной шкалы в год. Измерение температуры также соответствует самым высоким требованиям: погрешность — 0,15C, разрешение — менее 0,005C/с, точность повторения — менее 0,01 % C, отклонение — менее 0,1C в год. Данные цифры подтверждают, что при использовании наших систем заканчивания компания-оператор получит точные данные, которые в последствии могут быть использованы для оптимизации процесса добычи. Дополнительно, для борьбы с помехами в собираемых сигналах, которые неизбежно возникают при передаче данных и искажают полезный сигнал, используются программные алгоритмы фильтрации, которые являются компонентами программной платформы DecisionSpace Production™ в рамках реализации «Интеллектуального месторождения». В состав платформы входят разные функциональные модули, которые позволяют подобрать фильтр для каждого сигнала, осуществить комплексную валидацию входящих измерений с выработкой индикаторов достоверности и корректности скважинных измерений для последующего запуска автоматизированных процедур актуализации моделей притока и корреляции подъемника скважины при эксплуатации фонтаном или с помощью УЭЦН.

7. Как «умная» скважина изменяет параметры работы с целью увеличения дебита? «Везерфорд»: Если говорить про отдельный случай, или единичную скважину, то система «умного» заканчивания не способствует увеличению дебита напрямую, так как это не инструмент интенсификации притока. Такая система предназначена для поддержания высоких

44 ROGTEC

smart completion promotes maximum production – approaching the maximum oil recovery factor specified in the Field Development Project – by means of stable and continuous production of dry crude oil and low water-cut oil. Naturally, this holds true if there are no significant complications due to factors not considered during candidate well selection, such as water cones at the fields with active bottom water or gas breakthroughs, which call for isolation of certain intervals or sidetracks. Even in such cases, intelligent completions enable continued operations without the extra interventions typical of standard completions.

All changes in well performance are recorded by permanent downhole monitoring systems, which detect changes in downhole parameters and production anomalies in multilateral wells. These changes are reviewed and respective actions are taken.

Weatherford: SBRO-DVX™ Side-Pocket Gas-Lift Mandrel Halliburton: Using intelligent well completion systems provides full understanding of the reservoir and the opportunity to enhance oil and gas recovery by means of changing specific downhole equipment parameters.

These two advantages are the key to maximizing production. In addition to the above advantages, it is also necessary to take into account the equipment reliability, information accuracy, understanding and control of multiple downhole parameters and conditions which altogether allow maximizing production. As a result, production increase is what intelligent well completions provide.

8. What solutions for ‘smart’ wells do you offer for operators?

Weatherford Currently Weatherford offers a wide range of well completion tools from the simplest to the most complex ones, which minimize costs, reduce risks and optimize production. Instead of adjusting old technologies to new and more challenging conditions, our Company offers a portfolio of state-of-the-art high performance technologies and solutions. www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE темпов добычи (в идеале – безводной нефти) продолжительное время, а также для равномерной и максимальной выработки пласта путем отсечения и вовлечения в разработку отдельных зон (без дополнительных затрат на внутрискважинные работы). Если говорить о группе скважин, блоках на месторождении в целом, где реализовано интеллектуальное заканчивание скважин, то за счет стабильной и продолжительной добычи безводной нефти и нефти с низким процентом обводненности, можно утверждать, что такое заканчивание способствует максимальной выработке, приближению к максимальной величине заявленного проектом разработки месторождения коэффициента извлечения нефти (КИН). Естественно, если отсутствуют существенные осложнения, неучтенные в процессе подбора скважин-кандидатов, такие как конусы воды на месторождениях с активной подошвенной водой или прорывы газа, которые способствуют отсечению определенных зон либо боковых стволов. И даже в такой ситуации при интеллектуальном заканчивании все работы будут выполнены без дополнительных внутрискважинных операций, типичных при стандартном заканчивании.

To attain the goals set by the operators, Weatherford applies an integrated approach to well completion which involves collaboration between Well Construction and Well Completion experts.

We offer a wide range of permanent downhole monitoring technologies, including the OmniWell™ system. OmniWell provides real time reservoir monitoring for the lifetime of a well. The system includes several types of solutions and monitoring: • nGAUGE™ – optical and quartz pressure/temperature gauges rated for 30,000 psi/206 MPa and up to 572°F/300°С; which are also widely used as separate systems for standard monitoring tasks; • nTHERMAL™ – optical and distributed multipoint Bragg grating sensors as a universal solution for thermal monitoring; • nPHASE™ – full-bore downhole optical flow meters configurable for single-, two- and three-phase flows and installed anywhere in the well regardless of its path; • nLINK™ – electrical or optical cable in various configurations;

Все изменения в работе скважины контролируются и фиксируются стационарными системами внутрискважинного мониторинга, которые выявляют изменения скважинных параметров, или аномалии добычи в случае многоствольных скважин, и после анализа которых выполняются соответствующие операции.

• nFORM™ – flexible data control, acquisition, storage and transfer complex for various operating conditions.

Halliburton: Применение систем интеллектуального заканчивания скважин обеспечивает полное понимание коллектора и возможность для повышения нефтегазоотдачи путем изменения тех или иных параметров внутрискважинного оборудования. Эти два преимущества являются ключевыми для максимального увеличения добычи. Помимо упомянутых преимуществ следует также учитывать надежность оборудования, точность получаемой информации, понимание и управление множеством внутрискважинных параметров и условий, которые вместе позволяют добиться максимизации добычи. В итоге, увеличение добычи — это именно то, что обеспечивают системы интеллектуального заканчивания скважин.

Our offering includes radio-frequency identification (RFID) technology, which helps reduce the number of trips and interventions. Nearly all our tools are compatible with RFID technology, which enables remote and selective operation of certain tools. A programmed RFID tag is simply dropped into the well where it reaches the completion tool and modifies its operating parameters according to the downloaded program.

8. Какие решения для «умных» скважин вы предлагаете нефтедобывающим компаниям? «Везерфорд»: На сегодняшний день Weatherford предлагает широкий спектр инструментов для www.rogtecmagazine.com

In addition, we offer a monitoring solution for two-stage completions: IWWMC, a technology of downhole fiberoptic connector/contact (optical wet-mate connector) for sand control and gravel packing applications.

Moreover, our Company has developed several downhole intelligent completion technologies including open-hole and cased-hole completion tools. Annulus casing packers with various setting mechanisms and channels for cables and control lines are used to improve open-hole completion efficiency, as well as Inflow Control Devices (ICD and AICD technologies); conventional, premium and expandable screens; gravel packing technologies; liner hangers and packers of various design (both standard and with a bore for cables and control lines); casing accessories, including roller protectors for extended reach wells, etc.

ROGTEC 45

КРУГЛЫЙ СТОЛ заканчивания скважин, от простых до самых сложных систем, способствующих минимизации затрат, сокращению рисков и оптимизации добычи. Вместо адаптации старых технологий к новым и более сложным условия наша компания предлагает портфолио современных высокоэффективных технологий и решений. Для достижения поставленных целей Weatherford применяет интегрированный подход к заканчиванию скважин, что подразумевает совместную работу специалистов подразделений Строительство и Заканчивание скважин. Мы предлагаем своим заказчикам широкий спектр технологий в области стационарных систем внутрискважинного мониторинга, в том числе систему OmniWell™. Она позволяет осуществлять контроль производительности пласта в реальном времени на протяжении всего срока эксплуатации скважины.

OmniWell включает в себя несколько типов решений и мониторинга: • nGAUGE™ – оптический и кварцевый датчики давления и температуры (P/T), которые работают при давлении 206 МПа и температурах до 300°С, а также широко используются как индивидуальные системы при стандартных задачах мониторинга; • nTHERMAL™ – оптические распределенные и многоточечные датчики контроля на базе волоконных решеток Брэгга, которые представляют собой универсальные решения для термического мониторинга; • nPHASE™ – полнопроходные внутрискважинные оптические расходомеры, которые могут быть сконфигурированы для одно-, двух- или трехфазного потока и установлены в любом месте скважины вне зависимости от ее траектории; • nLINK™ – электрический или оптический кабель различных конфигураций; • nFORM™ – гибкий и применимый для различных условий эксплуатации комплекс систем управления, сбора, хранения и передачи данных. Также мы предлагаем решение для выполнения мониторинга при двухстадийном заканчивании скважин – внутрискважинную технологию оптиковолоконного соединения IWWMC (оптический мокрый контакт). С ее помощью можно осуществлять контроль при использовании

46 ROGTEC

Technologies for cased-hole completion include: • Optimax™ safety valves-currently more than 7,000 valves of this series are installed worldwide; • intelligent packers of various modifications; • Renaissance™ system for regaining well control in case of safety valve damage or failure; • OptiBarrier™ bidirectional mechanical RFID activated isolation valve; • UltraLift™ system for gaslift wells.

We also offer tubular running solutions providing cost efficiency, safety and well integrity at all stages of the operations.

Halliburton: One of the key aspects in designing and introduction of intelligent well completions is reliability, therefore, in addition to generally accepted industry standards, Halliburton has developed its own, often more stringent, standards, compliance with which provides reliability of each system element. Moreover, at each stage of manufacturing and introduction, we use a specific quality control system providing the customer with not only achievement of a short-term result in accordance with the approved plan, but also the

Halliburton: SmartPlex Top View equipment life ensuring achievement of the desirable result as a whole. Upon completion of the introduction process, all the lessons learned are considered when developing the next generation of intelligent well completion solutions and technologies. Such an approach to improvement of reliability allowed us to become the leading supplier of intelligent well completion technologies on the market.

Halliburton intelligent well completions can be used for the following applications: • Automatic control for gas lift systems • Deep-water well construction • Horizontal well construction • Multilateral well construction • Multistage hydraulic fracturing www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE технологий для борьбы с пескопроявлением и применении гравийных набивок. В нашем арсенале имеется и технология радиочастотной идентификации RFID, позволяющая снизить количество спускоподъемных операций (СПО) и внутрискважинных работ. Практически все наши инструменты совместимы с технологией RFID, которая позволяет дистанционно и выборочно использовать определенные инструменты. Программируемая RFID-метка просто сбрасывается в скважину, где достигает нужного при заканчивании инструмента и изменяет параметры его работы в соответствии с заложенной программой. Кроме того, наша компания разработала ряд внутрискважинных технологий, предназначенных для интеллектуального заканчивания, куда входит оборудование для открытого и обсаженного ствола. Для эффективного заканчивания в открытом стволе применяют заколонные пакеры с различными механизмами активации и возможностью установки и прокладки через них кабеля и контрольных линий; устройства контроля притока (технология ICD и технология автономного контроля притока AICD);скважинные фильтры – стандартные, класса «премиум» и расширяемые; технологии создания гравийной набивки; различные по исполнению подвески и пакеры для хвостовиков (как стандартные, так с возможностью прокладки кабеля или линий управления); оснастку, включающую роликовые протекторы для скважин с большим отклонением от вертикали, и многое другое. В перечень технологий для заканчивания в обсаженном стволе входят: • клапаны-отсекатели Optimax™ – на сегодняшний день по всему миру установлено свыше 7 000 клапанов данной серии; • интеллектуальне пакеры различных модификаций; • система восстановления контроля над скважиной Renaissance™, используемая в случае повреждения или выхода из строя клапана отсекателя; • двунаправленный изоляционный клапан OptiBarrier™ механического действия, активируемый инструментом или RFID-меткой; • система газлифтной эксплуатации скважин UltraLift™. Помимо этого, мы также предлагаем решения по спуску скважинного оборудования, обеспечивающие экономичность, безопасность и целостность скважины на всех этапах работы. www.rogtecmagazine.com

• Temperature and pressure monitoring • One or multiple interval flow rate control • Zonal isolation • Chemical injection All the above technologies allow operators to increase cumulative production along with reduction of capital and operating expenditures under the most difficult conditions all over the world.

9. Speaking about prospects, will smart completion technologies be implemented at the majority of new fields?

Weatherford: The need for this technology must be considered in light of the current situation in the industry.

To create positive technological and economic effects, simple and complex smart completions must be incorporated into the design from the very initial stage.

The process of selecting candidate wells for smart completion is not just an analysis; it’s a hard work that requires building complex models and developing various scenarios that account for the changing properties of the produced fluids, reservoir and development target during field development.

Because many smart wells have already been brought into operation, we have accumulated extensive experience.

Therefore, this information can be jointly considered by several parties – the operator, its design institute and the service contractor which will carry out the project – before implementing a smart completion.

Various companies use smart well technologies worldwide; therefore it is necessary to consider the capabilities of each supplier in this area and to evaluate all possible solutions. This will eliminate unnecessary limitations when selecting the supplier and the technology.

ROGTEC 47

КРУГЛЫЙ СТОЛ Halliburton: Одним из ключевых аспектов в проектировании и внедрении систем интеллектуального заканчивания скважин является надежность, поэтому в дополнение к общепринятым отраслевым стандартам компанией Halliburton были разработаны собственные, зачастую более строгие стандарты, выполнение которых обеспечивает надежность каждого элемента системы. Помимо этого на каждом этапе производства и внедрения нами применяется определенная система контроля качества, обеспечивающая заказчику не только достижение краткосрочного результата в соответствии с согласованным планом, но и продолжительность работы оборудования, гарантирующая достижения желаемого результата в целом. По окончании процесса внедрения все полученные выводы учитываются при разработке следующего поколения решений и технологий интеллектуального заканчивания скважин. Такой подход к повышению надежности позволил нам добиться того, что мы стали ведущим поставщиком технологий интеллектуального заканчивания скважин на рынке. Системы интеллектуального заканчивания скважин компании Halliburton могут применяться в следующих направлениях: • Автоматическое регулирование при газлифтной эксплуатации • Строительство глубоководных скважин • Строительство горизонтальных скважины • Строительство многоствольных скважины • Многостадийный ГРП • Мониторинг температуры и давления • Регулирование расхода одного и более интервалов • Разобщение пластов • Закачка химреагентов Все вышеупомянутые технологии позволяют компаниям-операторам увеличивать накопленную добычу наряду с сокращением капитальных и производственных затрат в самых сложных условиях по всему миру.

9. Говоря о перспективе, должны ли интеллектуальные технологии заканчивания внедряться на большинстве новых месторождений? «Везерфорд»: Вопрос необходимости внедрения такой технологии должен анализироваться с учетом ситуации, сложившейся в отрасли. Для достижения гарантированного технологического и экономического эффекта процесс внедрения систем интеллектуального заканчивания в

48 ROGTEC

Current intelligent completion technologies are characterized by high flexibility: operators can select from complex intelligent well completions (i.e. for multizone and multi-lateral wells of various categories) or simple assemblies with a downhole monitoring system to facilitate reservoir monitoring. A full-field completion operation may be implemented depending on the field, the development method and other key parameters.

Halliburton: Development of the most gas and gas condensate fields should start with the construction of intelligent wells if possible. In this case operator gets all the required information on the reservoir at the very beginning of its development. Examples of using monitoring systems at the initial stage of development can be observed in Yamal region as well as in offshore wells of Sakhalin and the Caspian sea. Further on, with the correct use of the information obtained and considering the capability to operate wells in different modes, operators will be able to prevent a lot of problems which may arise at later stages of development. It should also be noted that intelligent well completion technology is actively developing and along with the enhancement of reliability of the systems, the costs required for their manufacturing and installation go down which certainly has a positive effect on their introduction prospects. A good example of cost optimization is SmartPlex™ system developed

by Halliburton which allows controlling up to 12 zones using just 1 electrical and 3 hydraulic lines. Depending on the setting depth, this system allows reducing the smart well construction costs by up to 30% thanks to reduced number of hydraulic lines, surface equipment and simplified X-mas tree design. сложном или простом исполнении должен проектироваться на этапе старта проекта. Процесс выбора скважин-кандидатов на интеллектуальное заканчивание представляет собой не просто анализ, а кропотливый и непростой труд, для чего требуется построение сложных моделей с отработкой различных сценариев изменения свойств добываемых флюидов, коллектора и объекта в процессе разработки месторождения. Поскольку на сегодняшний день в работу запущено уже множество умных скважин, соответственно, нами накоплен и солидный опыт их применения. И мы знаем, что еще до этапа внедрения системы интеллектуального заканчивания вопрос ее востребованности должен совместно прорабатываться несколькими ответственными сторонами – нефтегазовой компанией, ее проектным институтом и сервисным подрядчиком, который будет реализовывать проект. www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE По всему миру технологии умных скважин применяют различные компании, поэтому в вопросе проработки необходимо учитывать возможности каждого поставщика в данной области и оценивать все множество вариантов решений, тем самым удастся избежать ненужной ограниченности при выборе как поставщика, так и технологии. Современные технологии интеллектуального заканчивания отличаются максимальной гибкостью: в зависимости от месторождения, способа его эксплуатации и других ключевых параметров оператор может выбрать как сложную систему интеллектуального заканчивания (например, для многозонных и многоствольных скважин различных категорий), так и простую компоновку, оснащенную системой внутрискважинного мониторинга для контроля работы объектов и эксплуатации всего месторождения.

Halliburton: Разработка большинства газовых и газоконденсатных месторождений должна начинаться со строительства интеллектуальных скважин при наличии такой возможности. В этом случае компания-оператор получает всю необходимую информацию по резервуару уже на самом начальном этапе его разработки. Примеры использования систем мониторинга на начальном этапе разработки мы можем наблюдать в ЯНАО, а также на морских скважинах Сахалина и Каспия. В дальнейшем, при грамотном использовании полученной информации и с учетом возможности эксплуатации скважин на разных режимах, компании-оператору удастся предотвратить множество проблем, которые могут возникнуть на более поздних этапах разработки. Также необходимо отметить, что технология интеллектуального заканчивания активно развивается, и наряду с повышением надежности систем происходит оптимизация затрат, необходимых для их производства и монтажа, что безусловно положительно влияет на перспективы их внедрения. Хорошим примером оптимизации затрат является система SmartPlex™, разработанная компанией Halliburton и позволяющая контролировать до 12 зон при помощи всего лишь 3-х гидравлических линий и одной электрической. В зависимости от глубины установки, данная система позволяет снизить затраты на строительство интеллектуальной скважины до 30% за счет сокращения количества гидравлических линий, наземного оборудования и упрощения конструкции фонтанной арматуры. www.rogtecmagazine.com

Урал Муниров - Ural Munirov «Везерфорд» - Weatherford Урал Муниров окончил Уфимский государственный нефтяной технический университет. В компании Weatherford работает уже более 5 лет, начинал в 2011 году с должности полевого инженера отдела Оптимизация добычи в Ноябрьском филиале. В 2013 году был переведен в московский офис на должность инженера проектов, где трудится и по сей день. Урал накопил более чем 10-летний опыт работы в нефтегазовой промышленности, специализируясь в таких сферах, как испытания скважин и многофазная расходометрия, а также внутрискважинный мониторинг.

Ural Munirov is a graduate of the Ufa State Petroleum Technological University. He joined Weatherford 5 years ago. In 2011 he started his career as a Field Engineer in the Production Optimization group at the Noyabrsk branch; in 2013 he was transferred to the company’s Moscow office and took the position of Project Engineer.

Ural has more than 10 years of experience in the oil and gas industry, focusing in well testing, multiphase flow measurement and subsurface well monitoring.

Максим Карпов - Maxim Karpov Halliburton Максим Карпов окончил геологический факультет Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова в 2002 году. Его общий стаж работы в нефтегазовой индустрии превышает пятнадцать лет, а география работы охватывает Россию, Казахстан и США. Максим имеет значительный опыт в таких областях, как испытание и заканчивание скважин, в том числе с применением систем интеллектуального заканчивания. В настоящее время он занимает должность руководителя отдела развития бизнеса департамента заканчивания скважин в России.

Maxim Karpov graduated from the Faculty of Geology at Lomonosov Moscow State University in 2002. His total length of service in the oil and gas industry exceeds fifteen years, and the geography of work covers Russia, Kazakhstan and the USA. Maxim has substantial experience in testing and completion of wells, including application of intelligent completion systems.

He currently holds the position of head of the Russian Completion Tools Business Development.

ROGTEC 49

ДОБЫЧА

Газпром нефть: Стратегия будущего развития Gazprom Neft’s Future Development Stratagies

Текст: Александр Алексеев Инфографика: Анастасия Ухина

Text by: Alexander Alekseev Graphics by: Anastasia Ukhina

C

G

тратегия развития ресурсной базы «Газпром нефти» определила пути достижения стратегических целей компании — роста добычи до 100 млн тонн в год к 2020 году и удержания этого уровня в дальнейшем «100 млн т.н.э. добычи — стратегическая цель, к которой «Газпром нефть» должна выйти к 2020 году. Она остается константой уже больше пяти лет, хотя внешняя экономическая ситуация за это время уже неоднократно менялась, причем менялась кардинально и не всегда в лучшую сторону. Именно под этот показатель формировался портфель проектов «Газпром нефти», большая часть из которых или уже выведена на этап промышленной эксплуатации, или будет выведена в течение ближайших года-двух. Задача на следующую пятилетку, то есть на срок до 2025 года, — сохранить планку добычи на достигнутом уровне. Как показывают расчеты специалистов компании, без освоения новых территорий, поиска и постепенного вовлечения в разработку дополнительных объемов запасов эту задачу не решить. На вопросы, где и как предполагается искать новую нефть, отвечает стратегия развития ресурсной базы компании. Основой для формирования стратегии стала оценка актуального состояния и потенциала ресурсной

50 ROGTEC

azprom Neft’s resource base development strategy determines the company’s strategic target – an increase in production to 100 mln t/y by 2020 and to maintain this level of production in future.

“A 100 mln t/y production is a strategic target that Gazprom Neft shall achieve by 2020”. This target has remained constant for more than five years already, regardless of repeated changes in the foreign economic climate, which have been fundamental and often adverse. This target served as basis for the planning of the portfolio of Gazprom Neft’s projects. The major part of this strategy is either at the commercial production stage already or will be launched to production in one or two years. The objective for the next five years, i.e. for the period up to 2025, is to maintain the production rates at the achieved level. The estimates, by the company specialists, show that the development of new fields, exploration and enhanced oil recovery of additional reserves will not help to achieve the objective. The company’s resource base development strategy determines the ways and areas for oil prospecting.

Prerequisites for Development The assessment of the actual status and potential of Gazprom Neft’s resource base served as the basis for shaping the corporate strategy. Company specialists analyzed data on all reserves in existing fields and realised www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

1518

93

60

-78

1443

69

96

-65

1343

91

112

-60

1200

0

128

-58

1130

42

122

-56

1023

2000

1500

1000

500

0 2010

2011 Объем запасов на конец года Year end reserves

2012 Добыча Production

2013

2014

Пересмотр предыдущих оценок Revision of earlier estimates

2015 Приобретения Acquisition

Ресурсная база «Газпром нефти» по категории 1P (доказанные запасы) Gazprom Neft 1P Resource Base (Proved Reserves) базы «Газпром нефти». Специалисты компании проанализировали данные обо всех запасах существующих активов и пришли к выводу, что эти ресурсы позволят достичь стратегической цели в добыче к 2020 году. Однако расчеты специалистов компании показывают, что обеспечение компании необходимыми ресурсами невозможно без увеличения количества проектов геологоразведки. Впрочем, главная проблема даже не в количестве, а в постепенном ухудшении качества запасов на старых активах. Это неизбежный процесс, а единственный путь изменения тенденции, подтвержденный в том числе опытом мировых лидеров отрасли, — расширение пула качественных проектов на ранних фазах жизненного цикла. Для обеспечения стабильного уровня добычи, а тем более роста портфель компании должен включать значительное количество проектов на этапах геолого-разведочных работ (ГРР), из которых, по статистике, лишь около 10 % доходят до стадии эксплуатации. В то же время при появлении новых перспективных проектов самые экономически неинтересные должны продаваться, что также будет обеспечивать рост качества запасов. Что касается основных источников пополнения ресурсной базы, то в новой стратегии их зафиксировано восемь: органический рост (доразведка запасов на старых активах компании); неорганический рост в России за счет приобретения www.rogtecmagazine.com

that these resources allow achievement of the strategic production target by 2020. However, the estimates showed that the required production levels cannot be obtained without an increase in the number of exploration projects.

Though the main problem is not the number but rather the gradual decline of the old field reserves. This process is inevitable and the only way to break the trend, proved by the foreign industry leaders, is the expansion of the project pool quality at the early stages of the fields life cycle. To ensure a stable production level and to also enhance production, the company portfolio will include a considerable number of exploration projects, though statistically only 10% of these will reach the development stage. At the same time, when new promising projects are identified, the most unprofitable ones will be sold. This will also improve the quality of the reserves.

Eight major sources of resource base development are part of the strategy: organic growth (further exploration in old company fields); inorganic growth in Russia through acquisition of new fields in the market and from the non-licensed stock; development of Gazprom oil fields; execution of projects abroad; exploration of new fields; offshore development; development in the Bazhenov formation and an increase in reserves due to implementation of state-of-the-art production technologies.

All these opportunities are prioritized in the strategy considering, first of all, the efficiency of their implementation in current economic situation.

ROGTEC 51

ДОБЫЧА новых активов на рынке и из нераспределенного фонда; вовлечение в разработку нефтяных активов «Газпрома»; реализация зарубежных проектов; освоение новых поисковых зон; развитие на шельфе; освоение баженовской свиты и увеличение объема запасов за счет внедрения новых технологий. Все эти возможности в стратегии приоритезированы, исходя в первую очередь из эффективности их реализации в нынешней экономической ситуации.

Максимальный эффект

Одно из наиболее эффективных в сегодняшней ситуации направлений развития ресурсной базы — органическое развитие. Речь Новопортовское месторождение — один из высокопотенциальных идет о работе с имеющимися у источников органического роста запасов компании активами: доразведке Novoportovskoe field is one of the high potential sources of organic reserve growth и переводе запасов С2 / С3 в категорию С1. У этих запасов самая низкая удельная стоимость Maximum Effect — затраты на доступ, поиск и разведку, — а вовлечь One of the most effective ways of resource base эти запасы в разработку можно уже в ближайшие development, in the current economic, situation is organic 3–5 лет. По предварительной оценке, значительная growth. This includes the operations of the existing доля потенцила органического роста —— это company fields: further exploration and reclassification of крупные проекты на севере ЯНАО (Новопортовское C2 / C3 reserves to C1 category. These reserves have месторождение, Мессояхская группа) и the lowest unit cost - expenses for access, prospecting месторождения в Восточной Сибири (Куюмбинское and exploration - and can be developed within 3-5 years. и Чонская группа). Достаточно серьезные According to the preliminary estimates, the important возможности несут и традиционные активы, в part of the organic growth potential are major projects первую очередь «ГазпромнефтьНоябрьскнефтегаз in the north of the Yamal-Nenets Autonomous District » и «Газпромнефть- Муравленко» — самые старые (Novoportovskoe field, Messoyakha Group of Fields) and добывающие предприятия компании. fields in the Eastern Siberia (Kuyumbinskoe and Chonskaya Group of Fields). Traditional assets, among which are Категории запасов Gazpromneft-Noyabrskneftegas and GazpromneftПринятая в России в настоящее время Muravlenko - the oldest production companies - also have классификация запасов и ресурсов основывается large opportunities. на их геологической изученности. Разведанные запасы представлены категориями A, B, C1. При Reserve Categories этом A и B уже разрабатываются или подготовлены Existing Russian classification of reserves and resources is к разработке, а C1 изучены в достаточной based on geological knowledge. Proven reserves - categories степени, для того чтобы можно было ее начинать.

A, B, C1. A and B reserves are currently recovered or prepared C2 — запасы, предварительно оцененные на for recovery and C1 are sufficiently identified to commence основании геологических и геофизических данных. recovery. C2 are reserves preliminary estimated based on C3 — потенциальные запасы (ресурсы), пока не geological and geophysical data. C3 - probable reserves подтвержденные с помощью бурения. (resources) not proven by drilling. Именно эти категории используются Государственной комиссией по запасам (ГКЗ) при лицензировании месторождений и распределении лицензий. Однако они плохо учитывают экономическую составляющую — рентабельность разработки.

52 ROGTEC

These categories are used by the State Committee for Mineral Reserves when licensing fields and allocating the licenses. However this classification does not account much for the economic constituent - profitability of development. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

INTEGRATED TRANSLATION SERVICES КОМПЛЕКСНЫЕ ПЕРЕВОДЧЕСКИЕ УСЛУГИ

VALUE AND TRUST

Tender documentation Engineering documentation Vendor documentation Contractual documentation Finance and Accounting HSE, Quality Assurance

Тендерная документация Техническая документация Документация поставщиков Контрактная документация Финансовая и бухгалтерская документация Обеспечение качества, охрана труда и окружающей среды

Advantages of working with us: Customer focus Process approach Highly trained and skilled personnel Long-term experience on major oil and gas projects in Russia and CIS

Преимущества: Ориентированность на заказчика Процессный подход Высококвалифицированные специалисты Многолетний опыт работы на крупных нефтегазовых Проектах в России и странах СНГ

Felix City Business Center Office 911 Dzerzhinskogo Str. 65, Khabarovsk Russian Federation Tel: +7 (4212) 65-72-68 Mobile: +(7) 914-311-99-93 office@translationpro.ru

Российская Федерация г. Хабаровск, БЦ Феликс Сити ул. Дзержинского 65, офис 911 тел: +7 (4212) 65-72-68 моб: +(7) 914-311-99-93 office@translationpro.ru

www.rogtecmagazine.com

IT Center Office 503 Krasnoarmeyskaya Str. 18/2, Komsomolsk-na-Amure Russian Federation Tel:+7 (4217) 521-585 Mobile: +(7) 914-311-99-93 k_getman@translationpro.ru

www.translationpro.ru

Российская Федерация г. Комсомольск-на-Амуре, IT Центр, ул. Красноармейская 18/2, офис 503 тел: +7 (4217) 521-585 моб: +(7) 914-311-99-93 k_getman@translationpro.ru

ROGTEC 53

ДОБЫЧА Международные нефтяные компании применяют классификацию SPE-PRMS, которая в большей степени ориентирована на бизнес-задачи. При определении эффективности извлечения запасов учитываются такие факторы, как затраты на разведку и бурение, транспортировку, налоги, существующие цены на нефть и многие другие. В этой классификации выделяют категории 1P, 2P и 3P. 1P — доказанные запасы, вероятность извлечения которых составляет 90 %. Категория 2P включает доказанные и вероятные запасы (последние могут быть извлечены с вероятность 50 %). 3P — доказанные, вероятные и возможные запасы (вероятность извлечения возможных запасов — 10 %).

International oil companies apply SPE-PRMS classification which is more focused on the business needs. When determining the efficiency of reserve recovery, such factors as exploration and drilling, transportation, tax costs and oil price, etc are taken into account. This classification considers 1P, 2P and 3P categories. 1P - proved reserves that can be recovered with 90% probability. 2P - proved and possible reserves (the latter can be recovered with 50% probability). 3P - proved, probable and possible reserves (the latter can be recovered with 10% probability).

The forecast for the organic growth of the reserves in 20152020 shows that an increase in the proven reserves under major projects can materially compensate for the reduction in expected production from subsidiaries and joint ventures.

By 2020 the share of major projects in the total proven reserves will double. However, the organic growth potential is limited and other resource base development sources should be utilized to achieve the strategic objectives, longterm.

Прогноз органического развития запасов в 2015–2020 годах показывает, что прирост доказанных запасов по крупным проектам в значительной мере сможет компенсировать снижение, ожидаемое в дочерних обществах и совместных предприятиях. К 2020 году доля крупных проектов в общем объеме доказанных Gazprom’s oil reserves are of special interest for the запасов должна увеличиться в два раза. Однако inorganic development of the Gazprom Neft resource base. потенциал органического роста все же ограничен, и The recovery of these oil reserves by the subsidiary of для решения стратегических задач в долгосрочной the global energy holding is the перспективе необходимо evident objective. The availability развивать и другие источники 80% окончательной цены of the specialized oil subsidiary ресурсной базы. актива формируется на этапе allows Gazprom not only to fulfill его геологического изучения the license obligations in the В неорганическом же развитии и оценки sphere of liquid hydrocarbon ресурсной базы «Газпром handling but also efficiently нефти» отдельное место 80% of the final field price are develop the fields. For the last занимают нефтяные активы formed at the stage of geological five years this approach allowed «Газпрома». Для дочерней survey and evaluation.

Gazprom Neft to materially компании глобального enlarge the 1P reserves as the энергетического холдинга eastern part of the Orenburg вовлечение в разработку oil and gas condensate field and Novoportovskoe and его нефтяных запасов вполне очевидная задача.

Prirazlomnoye fields, which are owned by the parent Наличие специализированной нефтяной дочки company. And this source is not “depleted” yet. The не только позволяет «Газпрому» выполнять number of oil fields owned by the Gazprom group counts лицензионные обязательства в части работы с several tens. They are located in seven regions of Russia. жидкими углеводородами, но и обеспечивает Gazprom Neft operates in five of them. эффективность освоения месторождений. Такое положение дел в последние пять лет уже принесло Gazprom Neft, being an oil company, is interested in the «Газпром нефти» серьезный прирост запасов по Achimov deposits in the Western Siberia. These have категории 1P, ведь и восточная часть Оренбургского no connectivity with gas but the oil is hard to recover, or нефтегазоконденсатного месторождения, и unconventional: the oil is found deep and requires special Новопортовское, и Приразломное — это «материнское approaches to drilling. The potential of the Eastern Siberia наследство». И оно еще далеко не исчерпано. fields is also high, however, the deposits feature complex Количество месторождений с нефтью на балансе, geology. The company specialists are studying the находящихся в периметре группы «Газпром», possibility of gas condensate field oil rim development. составляет несколько десятков, они расположены в семи регионах России, в пяти из которых уже работает Allocated – Unallocated «Газпром нефть».

It is very hard to find a field which is really interesting for acquisition as the industry’s consolidation is almost completed. Для «Газпром нефти» как для нефтяной компании The collection of information on potential fields and its интересны ачимовские залежи в Западной Сибири, не

54 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION имеющие гидродинамической связи с газом, однако добывать эту нефть не просто: она залегает глубоко и требует особых подходов к бурению. Потенциал восточносибирских месторождений также значителен, однако эти залежи отличаются сложной геологией. Изучается и возможность работы с нефтяными оторочками газоконденсатных месторождений.

Распределенный нераспределенный

На рынке найти действительно интересный для приобретения актив все сложнее, так как консолидация отрасли в основном завершилась. Сбор информации о потенциальных объектах и ее последующий анализ показали, что качество и объем предлагаемых запасов зачастую не соответствуют критериям компании, при этом стоимость активов может быть слишком высока, что фактически сводит к нулю потенциал создания материальной стоимости в таких проектах. Значительно снизился и уровень предложений из нераспределенного фонда. Достаточно сказать, что в 2015 году 50 % выставленных на аукционы участков не были востребованы отраслью, то есть

subsequent analysis show that the quality and quantity of offered reserves do not often meet the company’s criteria and the cost can be simply too prohibitive. This actually nullifies the economic value of such projects.

The unallocated subsoil reserve fund is rather poor. Suffice it to say that in 2015 50% of the areas put on auction were not of interest for the industry, i.e. the quality of reserve preparation was insufficient for the companies to venture and take the risks of development. Competitiveness, in terms of the promising deposits, is so high that the auction price makes the acquisition of a number of licenses economically unviable.

So the potential of the inorganic growth due to acquisition of fields or licenses is not very promising in the current situation. However when planning the strategy, a list of the most interesting fields and areas from the unallocated fund was formed and the company’s strategy is based, mostly, on the operation regions allowing certain production and commercial synergy.

In general, the company plans to adhere to “healthy” opportunistic principles as to the inorganic development of

Внедрение новых технологий — обязательное условие качественного развития ресурсной базы Introduction of state-of-the-art technologies is the prerequisite for quality development of the resource base. www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 55

ДОБЫЧА качество подготовки запасов оказалось недостаточным для того, чтобы компании решились принять риски, связанные с их освоением. Конкуренция же за перспективные активы настолько высока, что цена, достигнутая в ходе аукционов, делает приобретение ряда лицензий экономически нецелесообразным. Таким образом, возможности неорганического развития за счет приобретения готовых активов или лицензий Ближний Восток остается в фокусе внимания геологов «Газпром нефти» сегодня не выглядят Gazprom neft geologists focus on the Middle East fields. многообещающими. Тем не менее при подготовке the resource base tracking the offers and making decisions стратегии все же был сформирован список наиболее based on current opportunities. интересных для приобретения активов и участков не распределенного фонда, и стратегия компании в этом Gazprom Neft adheres to the same principles in respect направлении выстраивается в основном вокруг регионов of the foreign fields. The company currently operates деятельности, что позволяет добиваться определенной in the Middle East developing the Badra field in central производственной и экономической синергии.

Iraq and exploring and developing several blocks in the Kurdistan Region of Iraq. The Middle East region is still of В целом же компания планирует в отношении great interest as there are opportunities for development. неорганического развития ресурсной базы However, at a relatively low cost of production, expenses придерживаться принципа здорового оппортунизма, for access, prospecting, exploration of the reserves and отслеживая появляющиеся предложения и принимая infrastructure construction are high. решения в зависимости от текущих возможностей.

The company remains open to the possibility of Этого же принципа в «Газпром нефти» придерживаются commencing operations in Iran, but Gazprom Neft и в отношении зарубежных активов. Пока наиболее specialists say that commercial effectiveness will largely активно компания работает в ближневосточном регионе, depend on the contract terms and conditions. разрабатывая месторождение Бадра в центральном Ираке и занимаясь изучением и освоением нескольких In Search of New Opportunities блоков в Иракском Курдистане. Интерес к Ближнему The prospecting of new areas involves mere geologic Востоку сохраняется, возможности для развития там exploration, which is the most risky but the most promising существуют — правда, при относительно низких затратах way of development. The maximum value can be created на добычу стоимость доступа, поиска, разведки запасов in this sphere. Prospecting in the areas adjacent to the и строительства инфраструктуры в регионе высока. existing Gazprom Neft fields is the top priority but new regions are also under consideration. Operations in new Не исключают в компании и возможности выхода areas will not yield quick results: even if the projects are в соседний с Ираком Иран, правда, специалисты commenced today, production would start in 2023-2025 at «Газпром нефти» отмечают, что коммерческая the earliest. These are the projects of the future. Just as the привлекательность проектов будет во многом зависеть offshore field prospecting and Bazhenov formation reserve от контрактных условий. development projects are as well.

56 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 57

ДОБЫЧА

В поисках нового

Выход в новые поисковые зоны — это геологоразведка в чистом виде, самое высокорисковое и вместе с тем наиболее перспективное направление развития. Именно здесь может быть создана максимальная стоимость. В приоритете, конечно, поиск на территориях, находящихся рядом с действующими активами «Газпром нефти», однако рассматриваются и новые регионы. Очевидно, что работа на новых территориях не принесет быстрого результата: даже если запустить реализацию этих проектов сегодня, начала добычи стоит ждать в лучшем случае за чертой 2023–2025 годов. Но это проекты будущего. Как и проекты поиска на шельфе и освоения баженовской свиты. Ресурсный потенциал шельфа высок, однако доступ к нему дорог, развитие шельфовых проектов требует значительных инвестиций и в подготовительный этап, и в развитие технологий добычи. Поэтому осваивать шельф планируется в том числе вместе с технологическими и инвестиционными партнерами, работа по привлечению которых включает в себя снижение геологической неопределенности и конкретизации рисков. Продолжает компания и внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность добычи, а значит, и объем извлекаемых запасов. Одно из направлений этой работы — повышение эффективности разработки низкопродуктовых коллекторов. В первую очередь речь идет о баженовской свите, добыча нефти из которой пока сложна и дорога. Потенциал бажена очень высок, однако рентабельное освоение этих ресурсов требует развития технологий бурения. Пока каждая скважина здесь — это новый вызов. Тем не менее баженом необходимо заниматься даже из-за того, что именно здесь отрабатываются решения, которые будут актуальны в будущем: строительство скважин, способных выдерживать сверхвысокое давление, применение новых типов гидроразрыва пласта, внедрение новых технологий заканчивания скважин и др. В настоящее время «Газпром нефть» продолжает работу с баженовской свитой на Пальяновском месторождении в ХМАО и Вынгаяхинском в ЯНАО. В перспективе — активное включение в проект других месторождений компании. Активность и полнота работы в каждом из стратегических направлений зависит в первую очередь от внешней ситуации. В рамках новой стратегии развития ресурсной базы разработаны несколько вариантов развития событий в зависимости от финансовых возможностей компании и внешних факторов, один из важнейших среди

58 ROGTEC

The offshore resource potential is high but the access is costly. Development of offshore projects requires material investments in preparation activities and upgrading of the production technologies. So the development of the offshore fields is planned, in cooperation with the process and investment partners. Their involvement depends on the reduction of the subsurface uncertainty and risk profile.

The company continues to implement new technologies allowing to increase production efficiency and thus in recovered reserves. One of the ways is to enhance the production of the low productivity reservoirs. First of all we mean the Bazhenov formation featuring complex and costly oil recovery.

The potential of the Bazhenov formation is very high, however the profitable recovery of the resources requires upgrading of the drilling technologies. Every well here is a new challenge. But the Bazhenov formation needs development because it can be used for proving solutions that will be in demand in future: construction of wells capable to withstand extremely high pressures, utilization of new fracturing methods, implementation of new well completion technologies, etc.

Currently, Gazprom Neft continues operations in the Bazhenov formation in Palianovskoe field in KhantyMansiysk Autonomous District and Vyngayakhinskoe field in Yamal-Nenets Autonomous District. The project will also cover other company fields in future.

The intensity and completeness of activities in each of the strategic directions depend primarily on the external situation. The new strategy of resource base development includes several scenarios taking into account financial capabilities of the company and external factors, among which is the oil price. However the resource base development strategy provides for the effective implementation of the company opportunities whatever the scenario. них — цена на нефть. Однако при любом сценарии стратегия развития ресурсной базы создает условия для того, чтобы имеющиеся у компании возможности были реализованы наилучшим образом.

Материал любезно предоставлен компанией ОАО «Газпром нефть» и журналом «Сибирская нефть» Published with thanks to Gazprom Neft & Sibirskaya Neft MAGAZINE

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 59

ДОБЫЧА

Организация эффективной защиты скважин от солеотложений химическими методами на примере Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения Verkhnechonskoye: Scale Management and Inhibition Н.В. Калинкина, Е.О. Чертовских, к.х.н. Р.У. Кунаев, ПАО «ВЧНГ»,

N. V. Kalinkina, E. O. Chertovskikh, R. U. Kunaev, PhD Chemistry (PAO VChNG),

И.Г. Клюшин, ОАО «НК Роснефть»

I. G. Klyushin (NK Rosneft)

д.г-м.н. А.Г. Вахромеев, Иркутский филиал ООО «РН-бурение»,

A. G. Vakhromeev, PhD Geology and Mineralogy (RN Drilling Irkutsk Brach)

д.г-м.н. С.В. Алексеев, ФГБУН «ИЗК СО РАН»

S. V. Alekseev, PhD Geology and Mineralogy (Institute of Earth Crust, RAS SB)

Введение

Introduction

Отсчет периода добычи «большой» нефти в Восточной Сибири справедливо начинать с ввода в промышленную эксплуатацию Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (ВЧНГКМ), расположенного на севере Иркутской области. Совместно с развитием производства на ВЧНГКМ стали актуальными процессы, осложняющие технологию добычи нефти и газа. Одним из них является солеобразование в нефтегазовых скважинах. В мировой практике оно представлено разными по химическому составу видами солей: сульфатами, карбонатами, сульфидами, хлоридами. На ВЧНГКМ преобладают хлоридные соли в виде галита (NaCl) и сульфатные соли в виде гипса (CaSO4×2Н2О). На формирование солевых отложений на ВЧНГКМ

60 ROGTEC

You could say that the first major day of oil production in Eastern Siberia was the first batch of oil produced from the Verkhnechonskoye Oil and Gas Condensate Field (VCNG), which is located in the north of the Irkutsk Oblast.

But as the VCNG development progressed, processes limiting the oil and gas production cropped up.

One of the major issue was scale formation in the oil and gas wells. The most common oilfield scales are salts of varying chemical composition: sulfates, carbonates, sulfides, and chlorides. The VCNG scales are mainly halite (NaCl) chloride salts and gypsum (CaSO4×2Н2О) sulfate salts.

The salt deposit formation at the VCNG field is driven by its exceptional geology and geochemistry [1–3]: www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION влияют уникальные геологические и геохимические условия [1 - 3]: • низкая (+12ºС) пластовая температура флюида, понижающаяся на устье до -5ºС за счет выделения газа и влияния многолетнемерзлых пород (ММП); • низкое пластовое давление (150 атм на кровлю пласта) – среднее по месторождению (в некоторых скважинах ниже давления насыщения – 148 атм.), давление на забое работающих скважин – 90–135 атм., давление на устье – 25–30 атм; • высокая минерализация пластовой воды, рассолов хлоридного кальциевого состава – до 500 г/дм3 и плотностью 1,29 – 1,30 г/см3; • засолонение коллектора (заполнение пор галитом до 50% и более) и его рассолонение при фильтрации в пласте закачиваемой пресной воды системы поддержания пластового давления [4]. Основной объем добычи нефти на ВЧНГКМ осуществляется из терригенных пластов верхнечонского горизонта ВЧ1, ВЧ2, ВЧ1+2 вендского возраста.

• Low (12ºС) reservoir fluid temperatures dropping to -5ºС at the surface that is induced by gas evolution and permafrost effects • Low reservoir pressure, 1.5 MPa average at the top of the reservoir (14.8 MPa in some wells which is below the bubblepoint); bottom hole pressure of 9–13.5 MPa and wellhead pressure of 2.5–3 MPa in the flowing wells • High salinity (up to 500 g/dm3) of reservoir water and 1.29 – 1.30 g/dm3 for chloride calcium brines • Reservoir salinity (50% or more of the pore space plugged with halite) and salinity dilution when the injected fresh water of the reservoir pressure maintenance (RPM) system permeates the formation [4].

The major oil production at VCNG is from the terrigenous formations of the VCh1, VCh2, VCh1+2 Vendian Verkhnechonskoye horizons.

Chloride Scaling

Salt deposits in the oil wells exist from the surface to the bottom hole area (BHA) and are mainly sodium chloride or halite [2]. The fundamental difference between the halite Солеобразование в виде deposit compared to standard хлоридов conditions, is the fact that when Рис. 1. Кристаллы галита из скважины Хлориды отлагаются в there is low water content in the Fig 1. Well halite crystals нефтяных скважинах от устья produced water-in-oil emulsion, до призабойной зоны пласта и salts precipitate. While the представлены хлоридом натрия - галитом (NaCl) [2]. paper by Kashchavtsev and Mishchenko [5] says that Принципиальным отличием от «обычных» условий chlorides form only in inverse emulsion (oil in water). Yet отложения галита является низкое содержание воды the halite crystals at VChNGKM are present even in dry oil в добываемой водонефтяной эмульсии, из которой (0.03% water content) as micro-grains [4]. происходит солеобразование от 1%, тогда как в работе [5] приводятся сведения о том, что выпадение Halite deposit structures vary in the wells. хлоридов возможно только из обратной эмульсии • When the water cut of the produced oil is low (from 1 (нефть в воде). Однако на ВЧНГКМ кристаллы галита в to 10%), the deposits are the sodium chloride crystals микроформе присутствуют даже в безводной нефти [4]. which are adsorbed by the resin, asphaltene, and Лабораторными исследованиями на нефтепромысле paraffin deposits on the walls of the downhole pumps были выявлены скважины с содержанием галита до or casing strings (Fig. 1). The halite crystals were 10000 мг/дм3 в безводной нефти (0,03%). most frequently observed to form in the production wells where it proved cumbersome remove the high Отложения галита в скважинах различаются по density brines. High concentration brines accumulate структуре: at the bottom hole in perforated or open zones with low • при низких значениях обводнения добываемой permeability and porosity [2]. нефти от 1% до 10% отложения представлены кристаллами хлорида натрия, адсорбированными • When the water cut of the produced oil is high (from 10 асфальтеносмолистопарафиновыми отложениями to 99%) the deposits gets dense (Fig. 2). The source of (АСПО) на стенках глубинно-насосного оборудования halite is two types of produced water. The first type is или эксплуатационной колонны, рис. 1. Наиболее the fairly strong (E. V. Pinneker’s classification) natural часто формирование кристаллов галита formation brines. The brine chemical composition is

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 61

ДОБЫЧА

наблюдалось на фонтанирующих скважинах, из которых затруднен вынос рассолов высокой плотности. Концентрированные рассолы накапливаются на забое скважин в «глухих» интервалах или в открытых интервалах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами [2].

• при высоких значениях обводнения добываемой нефти от 10% до 99% отложения становятся плотными, рис. 2.

calcium chloride based on the most prevalent ions with a salinity from 50 to 500 g/dm3 and a specific gravity up to 1.3 g/cm3 [1, 2]. The second type is production induced sodium chloride water. It forms when the salinity of the terrigenous formations of the Verkhnechonskoye horizon, whose pore space is occupied with halite, is diluted by injected water.

Eventually the salinity of injected water rises from 5070 to 365 g/dm3 and its specific gravity goes up to 1.2 g/cm3 (the first year of water breakthrough to the well). The mixing of such water in the formation heightens halite formation if there is a geochemical barrier. Sodium chloride does not only occur in the wells but also in the bottom hole area [2, 6, 7].

Источниками галита являются попутно-добываемые воды двух типов. Первый тип представлен весьма крепкими (по классификации Е.В. Пиннекера) пластовыми природными рассолами. Химический состав рассолов The only efficient halite по преобладающим ионам removal technique currently хлоридный кальциевый с used at VCNG is a normal минерализацией до 50 до 500 and cross-over water wash 3 3 г/дм и плотностью до 1,3 г/см combined with hot oil wash.

The technique for fresh water [1, 2]. Второй тип представлен well treatment to prevent техногенными хлоридными натриевыми водами. Они halite formation can be further improved by adding the образуются вследствие Рис. 2. Плотные отложения галита из скважины chelates, HEDP (1-Hydroxy рассолонения закачиваемой Fig 2. Dense well halite deposits Ethylidene-1,1-Diphosphonic водой терригенных пластов Acid) or ATMP (Amino верхнечонского горизонта, Trimethylene Phosphonic межпоровое пространство Acid). Most importantly, washing with the chelates которых заполнено галитом. В результате минерализация закачиваемых вод увеличивается added to the process liquids is essential for high salinity water. The chelates further inhibit scale (halite, gypsum, с 50-70 до 365 г/дм3, а плотность возрастает до 1,2 г/см3 (первый год прорыва вод в скважину). and calcite) formation in the wells treated. A currently effective amount of the inhibitor (chelate) is added to Смешение данных вод в пласте при наличии water for normal wash of the electric pumping unit геохимического барьера приводит к интенсификации галитообразования. Осаждение хлористого (ESP) or a 5% aqueous solution is prepared for crossнатрия происходит не только в скважине, но и в over wash. A combined use of both the chelates and 20% aqueous caustic soda provides for removal of the призабойной зоне пласта [2,6,7]. hydrated gas deposits in the annular space through heat emission during substance mixing. Единственная эффективная технология удаления галита, применяемая на ВЧНГКМ в настоящее время, это прямые и обратные промывки нефтяных If the produced water in the well is entirely production induced, the number of water washes decreases with скважин водой в комплексе с промывками a decrease in the salinity of injected water because of горячей нефтью. Развитие технологии обработки the salt removal from the sandstone rock formation. скважин пресной водой для предотвращения The experiments conducted on the Verkhnechonskoye образования галита возможно путем добавления horizon sample showed that the amount of water в воду комплексонов ОЭДФК (1-гидроксиrequired for its complete salinity dilution is equal to the этилиден-дифосфоновая кислота) или НТФ rock pore volume times 62 – 161 [2]. For example, 3–4 (нитрилтриметиленфосфоновая кислота). fresh water washes were done monthly in the Х010 Важно отметить, что необходимость промывок с well at a produced water salinity of 1.19 g/cm3 in early добавлением комплексонов к технологическим 2012 while only one wash per month was required at a жидкостям становится необходимым в условиях produced water salinity of 1.095 g/cm3 as early as высокой минерализации вод. При этом с помощью in 2014. комплексонов в обрабатываемых скважинах будет осуществляться дополнительное ингибирование Large fresh water squeezes are done in wells with солеобразований (галит, гипс, кальцит). В случае

62 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

9 НОЯБРЯ

PRODUCTION

МОСКВА III Международная конференция и выставка

ОРГАНИЗАТОР МЕРОПРИЯТИЯ

Среди докладчиков и участников 2016: Алексей Варламов генеральный директор ВНИГНИ

Раис Хисамов главный геолог Татнефть

Алексей Давыдов генеральный директор Газпром Геологоразведка

Алексей Вашкевич, директор дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы, Газпром нефть

Подтвержденные участники:

www.rogtecmagazine.com +7 (499) 505 1 505 (Москва), events@vostockapital.com, www.georazvedkaforum.com

ROGTEC 63

ДОБЫЧА прямой обработки установки ингибитор (комплексон) добавляется в воду в объеме текущей эффективной дозировки, в случае обратной обработки готовится 5% водный раствор. Как синергетический эффект от применения комплексонов совместно с 20% водным раствором каустической соды, происходит удаление образовавшиеся газогидратных отложений в межколонном пространстве за счет выделения тепла при их смешении.

halite deposits in the BHA that help to restore the well production level. The first case of halite re-depositing in the BHA was observed for the Р-Х7 well when the previous HCl (6%), hot water and oil washes of the downhole pumping equipment failed to restore the well operating parameters. The liquid rate went down from 300 to 80m3/day while productivity index dropped from 80 to 10 m3/(day⋅MPa). Following the temperature and pressure data interpretation the BHA was washed with 60m3 of water that restored the well standard production level and flow rate [2]. To prevent hydrate formation during water wash in the wells with low injectivity or ESP capacity (up to 90m3), the wash should be with 10% aqueous hydrate solvent inhibitor (90–95% methanol content). This solution prevents both hydrate formation and water freezing in the cold Verkhnechonskoye wells by raising the freezing point of water to -6ºС.

Если попутно-добываемые воды в скважине являются «чисто» техногенными, количество промывок водой уменьшается со снижением минерализации закачиваемой воды из-за удаления соли из продуктивного пласта песчаников. В экспериментах, проведенных на керне верхнечонского горизонта, установлено, что для полного его рассолонения необходимый объем пресной воды составил от 62 до 161 объема пор [2]. Например, для Sulfate Scaling скважины Х010 при плотности The gypsum sulfite deposits попутно-добываемых вод 1,19 are present in the oil wells г/см3 на начало 2012 г. года from their mouth to BHA производились 3-4 промывки when water cut exceeds 30% пресной водой в месяц. В [3]. Gypsum occurs as the 0.5 Рис. 3. Кристаллы гипса из скважины ВЧНГКМ 2013 г. выполнялись 1-2 – 1.5 mm transparent brown Fig 3. VChNGKM well gypsum crystals промывки в месяц, а уже в 2014 crystals (Fig. 3). There are no г. 1-на промывка в месяц при gypsum deposits in the VCNG плотности попутно-добываемой воды 1,095 г/см3. wells, their BHA, or high or low pressure water lines in the RPM system. На скважинах с отложениями галита в призабойной зоне пласта производятся большеобъемные According to the field tests and this simulation [3], gypsum промывки пресной водой с «продавкой» на пласт, in the VCNG production wells is produced by mixing которые позволяют вернуть продуктивность production water with a high sulfate ion concentration скважины. На скважине Р-Х7 был зафиксирован (up to 600mg/dm3) and calcium chloride formation brines первый случай переотложения галита в ПЗП, with a sulfate ion concentration of 0 – 154mg/dm3 and ранее проведенные промывки глубинно-насосного a calcium concentration up to 115g/dm3. The source of оборудования соляной кислотой (6%), горячей the sulfate ion is the VCNG water wells. Fresh water for the RPM system is produced by water wells from the нефтью и водой не восстановили режимные параметры работы скважины. Было отмечено bicarbonate geochemical area of the Upper Lena suite снижение дебита жидкости с 300 до 80 м3 и and the sulfate geochemical area of the Upper Lena and коэффициента продуктивности с 8 до 10 м3/атм.

Litvintsev suite base. The dynamic liquid level in some После интерпретации данных термомонометрии of the wells decreases with water supply depletion, (ТМС) была проведена промывка ПЗП пресной which adds to the BHA drawdown and shrinks the водой в объеме 60 м3, которая позволила вернуть piezometric surface of the Upper Lena aquifer system. режимные продуктивность и дебит скважины [2].

As the piezometric surface of the Upper Lena suite reduces down to the evel below, the Litvintsev suite Для предотвращения гидратообразования во piezometric surface level (the sulfate geochemical area) время проведения промывок водой на скважинах the saline sulfate water upsurges to the VCNG water с низкой приемистостью или малым габаритом wells [3, 8]. In other wells with a depth exceeding УЭЦН (до 90 м3) промывки производят 10 % 90 m (120–300m) the ground water is inherently водным раствором растворителя-ингибитора characterized by a high sulfate ion concentration (up to гидраообразования (содержание метанола 2,500mg/dm3).

64 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

РОССИЯ, МОСКВА, ЦВК «ЭКСПОЦЕНТР» PRODUCTION

17-Я МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА

17–20 апреля 2017 ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА При поддержке: Министерства энергетики Российской Федерации

Организаторы:

www.rogtecmagazine.com

www.neftegaz-expo.ru

ROGTEC 65

ДОБЫЧА

Водонефтяной контакт Oil-water contact Скважины - Wells: добывающая без солеотложений Production well with no scale deposits добывающая с отложениями галита Production well with halite deposits добывающая с отложениями гипса Production well with gypsum deposits нагнетательная Injection well Зона текущего «активного солеотложения Current active scale depositing area Зона перспективного солеотложения Prospective scale depositing area Зона отложения галита в ПЗП Halite deposit area in BHA

Плотность вод, г/см3 Water specific gravity, g/cm3

Рис. 4. Схема отложения солей гипса в скважинах ВЧНГКМ от 16.01.15 г.

Fig 4. Gypsum salt deposit diagram for VChNGKM wells as of January 16, 2015 90 - 95%). Данный раствор предотвращает как отложения гидратов, так и замерзание воды в «холодных» верхнечонских скважинах, повышая температуру замерзания воды до -6 ºС.

Солеобразования в виде сульфатов

Отложения сульфатов в виде гипса (CaSO4x2H2O) отмечаются в нефтяных скважинах от устья до призабойной зоны пласта с обводнением нефти от 30% [3]. Гипс представлен прозрачными бурыми кристаллами от 0,5 до 1,5 мм, рис. 3. В нагнетательных скважинах, в их ПЗП, а также в водоводах высокого и низкого давления системы поддержания пластового давления гипс на ВЧНГКМ не отлагается. Образование гипса в добывающих скважинах на ВЧНГКМ происходит при смешении закачиваемых вод с высоким содержанием сульфат-иона – до 600 мг/ дм3 с хлоридными кальциевыми пластовыми рассолами с содержанием сульфат-иона от 0 до 154 мг/ дм3 и кальция до 115 г/дм3. Данный процесс доказан как промысловыми наблюдениями за работой скважин, так и моделированием на программных продуктах [3]. Источником сульфат-иона являются

66 ROGTEC

The PAO VCNG Upstream Chemistry Team developed and introduced a rapid test to identify future oil wells with gypsum formation based on which a gypsum salt deposit diagram was produced (Fig. 4). The test is rooted in specific gravity fluctuation types and salinity of the produced water. Thus a linear decrease in produced water’s specific gravity or its high value (1.3g/cm3) does not lead to gypsum depositing. While a sharp drop in specific gravity from 1.3 to 1.1–1.4g/cm3 indicates a probable gypsum formation [7].

The research results of ground water interaction specifics in the Verkhnechonskoye horizon support identification of the current active and expected scale depositing area in the diagram that facilitates operation of the inventory of problematic wells. The field data shows that water interacts most actively in deposit area 3 (see Fig. 4), where the is water present in the reservoir portion, and in zone 1, in which there may be limited reservoir formation waters. [9]. Interaction in area 2 is attributed to a conductive fault between the graben and the second VCNG fault block. Areas 4–6 are prospective as they contain a water part of the deposits. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION водозаборные скважины ВЧНГКМ. Добыча пресных вод для системы поддержания пластового давления осуществляется водозаборными скважинами из гидрокарбонатной геохимической зоны верхоленской свиты и сульфатной геохимической зоны подошвы верхоленской и литвинцевской свит. На части из них в процессе истощения водозаборов происходит снижение динамического уровня жидкости, из-за чего увеличивается депрессия в ПЗП и снижается пьезометрическая поверхность верхоленского водоносного комплекса. При снижении пьезометрической поверхности в верхоленской свите до отметок, меньших пьезоповерхности литвинцевского комплекса (сульфатная гидрогеохимическая зона), наблюдается интенсивное восходящее движение минерализованных сульфатных вод в водозаборные скважины ВЧНГКМ [3,8]. В другой части скважин, углубленных ниже 90 м (120-300м), подземные воды изначально имеют высокое содержание сульфат-иона (до 2500 мг/ дм 3). Для выделения зон активного гипсоотложения отделом промысловой химии ПАО «ВЧНГ» был разработан и внедрен в производство экспресс метод выявления прогнозных скважин с гипсообразованием, на основе которого разработана схема отложения солей гипса, рис. 4. Сам метод основан на типах изменения плотности и минерализации попутно-добываемых вод. Так линейное снижение плотности попутной воды или ее высокие значения (1,3 г/см 3) не приводят к отложению гипса, в случае, если началось внезапное снижение плотности с 1,3 до 1,1-1,4 г/см 3, это свидетельствует о возможном гипсообразовании [7]. Результаты изучения особенностей взаимодействия подземных вод верхнечонского горизонта позволяют определить на схеме зоны текущего «активного» и прогнозного солеотложения, что помогает «правильно» работать с осложненным фондом скважин. Согласно промысловым данным, наиболее активное взаимодействие вод происходит в зоне 3отложений см. рис. 4, где в залежи присутствует водная часть, а также в зоне 1, где вероятно наличие ограниченных залежей пластовых вод [9]. В зоне 2 взаимодействие происходит из-за наличия проводящего разлома между грабеном и вторым тектоническим блоком ВЧНГКМ. Зоны 4, 5, 6 являются перспективными, так как существует водяная часть залежи.

www.rogtecmagazine.com

Hydrochloric acid treatment to prevent gypsum depositing is not used at VCNG because of low subsurface temperature (about 9ºС at the bottom hole and up to 5ºС at the surface). Gypsum deposits in the downhole pumping equipment and well are removed by 20% aqueous caustic soda (NaOH) with a removal efficiency of 90%. The back pressure valve is removed in advance on the ESP installation. If gypsum builds up inside the capital string or liner a 20% aqueous caustic soda alkali soaker is preliminarily installed before bottom hole cleaning during well servicing. This measure means that the saw tooth or drill bit tool can penetrate at least twice the rate in the trouble section of the string.

20% aqueous caustic soda is injected for dispersion to dislodge gypsum deposits in BHA with a subsequent BHA treatment with 12% aqueous hydrochloric acid to remove water insoluble resultants of alkali and gypsum reaction represented by quick lime, Са(OH)2.

The HEDP or ATMP chelates (a minimum active substance concentration of 40%) as scale inhibitors are used to prevent gypsum depositing in the downhole equipment. A scale inhibitor is employed on the entire problematic inventory to an extent of 100%. The inhibitor is fed to the well by a continuous injection to the annular space with a chemical batching unit (UDR). The process efficiency is monitored by tracking the downhole equipment operation and analyzing well and ESP operation. Further, a wellhead sampling is done to identify the residual phosphonate concentration in produced water. Currently the issue of gypsum depositing in the production well BHA is settled. Laboratory research was conducted, and the units for feeding scale inhibitor to the reservoir (10% aqueous ATMP in 2% aqueous muriate of potash) were developed. Introduction of efficient chemicalization at VCNG increased the average time between failures for the inventory of the scale problematic wells from 282 days in 2014 to 537 days in 2015.

Judging from the operating experience at VCNG located in a remote area in the Extreme North, the major issue of chemicalization in this area is a high cost of chemicals. This is caused by a complicated logistics and calls for having a safety stock in the event of chemical short delivery. A practical solution to the issue is to set up commercial chemical production directly in the field. It will aid in cutting down logistic costs, curbing the risk of low quality chemical delivery with reduced active component content, and tightening process control of commercial chemical production by the company. Use of summarized chemicals with water as a solvent will further shrink the commercial chemical unit cost. A mobile 40-foot containerized, automated chemical activation package (MAKAR) can be used to prepare chemical liquids [10] (Fig. 5).

ROGTEC 67

ДОБЫЧА 1 6 16 7 5 15 13 8 14 3 4 7 2 10 8 9 12 11 В связи с низкими скважинными температурами (на забое ∼ +9ºС, на устье до -5ºС) обработки соляной кислотой для предупреждения гипсоотложения на ВЧНГКМ не применяются. Отложения гипса в глубинно-насосном оборудовании (ГНО) и скважине удаляются с помощью 20%-го Рис. 5. Технологическая схема МАКАР водного раствора 1: емкость 8м3 на тензодатчиках; 2: емкость с двумя электромешалками 8м3 на каустической тензодатчиках; 3: бункер для сыпучих химреагентов 2м3 с ворошилкой - ШД-2; 4: соды - NaOH бункер для сухих химреагентов 1м3 с ворошилкой - ШД-1; 5: емкость для химических (эффективность добавок 2м3; 6: одновинтовой насос серии АЛНВ; 7: вентилятор центробежный (2 шт.); удаления 90%).

8: вентилятор общепеременный (2 шт.); 9: блок управления на базе промышленного Предварительно компьютера; 10: печь электрическая; 11: дизель-генератор; 12: огнетушитель; 13: при монтаже емкость загрузочная (2 шт.); 14: подъемный механизм; 15: насос центробежный ЦНСК УЭЦН исключают обратный клапан.

25/10; 16: тепловая завеса. При подземном Fig 5. MAKAR process flow ремонте скважин, 1: Tank (8m3) on load cells; 2: Tanks with two electrical agitators (8m3) on load cells; 3: Bulk если отложение chemical agent silo (2m3) with agitator ShD-2; 4: Bulk chemical agent silo (1m3) with agitator гипса произошло на ShD-1; 5: Chemical additive tank (2m3); 6: APNV Series single screw pump; 7: Centrifugal fan внутренней стенке (2 pcs); 8: General ventilation fan (2 pcs); 9: Industrial PC for control; 10: Electric oven; 11: эксплуатационной Diesel generator; 12: Fire extinguisher; 13: Hopper (2 pcs); 14: Hoisting device; 15: Centrifugal колонны или pump TsNSK 25/10; 16: Air curtain хвостовика, предварительно Field trials of the proprietary scale inhibitor formulations перед нормализацией developed specifically for the VCNG process and забоя ставят щелочную ванну из 20%-го раствора geological circumstances are scheduled for 2016. каустической соды. Данная операция существенно Commercial chemicals will be prepared in the field with (минимум в 2 раза) увеличивает скорость проходки water used as a solvent for the summarized chemicals. инструмента (зубчатой коронки или долота) по Several chemical injection technologies including осложненному участку колонны. Для удаления continuous injection to the well annular space by UDR and отложений гипса в ПЗП производят закачу BHA squeezing will be tested. It will kick off a new stage 20%-го водного раствора каустической соды of chemicalization in the mechanized inventory of the на рассеивание, с последующей обработкой Verkhnechonskoye Oil and Gas Condensate Field. ПЗП 12%-ным раствором соляной кислоты для удаления водонерастворимых продуктов реакции Carbonate Scaling щелочи и гипса, представленными негашеной Currently the carbonate buildups occur at VCNG as a известью - Са(OH)2. slight calcite (CaCO3) scaling (less than 1 mm) on the downhole motor surface and as contamination in the Для предотвращения отложений гипса в погружном oil well production. Carbonate depositing at VCNG may оборудовании используются ингибиторы aggravate in its fourth development stage as water cut солеотложений на основе комплексонов ОЭДФК of the well inventory swells to 90%. Such scaling in the и НТФ (процентное содержание активной основы downhole equipment and BHA can be removed with – не менее 40 %). Тиражирование ингибитора солеоотложений производится на всем осложненном 6% and 12% aqueous hydrochloric acid respectively.

Carbonate scale forming is most effectively prevented by фонде со 100 % покрытием. Подача ингибитора the HEDP scale inhibitors. в скважину осуществляется методом постоянной

68 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION закачки в затрубное пространство с помощью установки дозирования реагента (УДР). Контроль эффективности технологии осуществляется путем мониторинга работы подземного оборудования, анализа работы скважины и УЭЦН. Дополнительно производится отбор устьевых проб для определения остаточного содержания фосфонатов в попутнодобываемых водах. В настоящее время решается проблема отложения гипса в ПЗП добывающих скважин. Проведены лабораторные исследования и разработаны модули задавки ингибитора солеотложений в пласт (на основе 10%-ного водного раствора НТФ в 2% -ном водном растворе калий хлора). Внедрение эффективной химизации на ВЧНГКМ позволило повысить среднюю наработку на отказ осложнённого солями фонда скважин с 282 суток (в 2014г.) до 537 суток (в 2015г.). Из производственного опыта эксплуатации ВЧНГКМ, находящегося в труднодоступном районе Крайнего Севера, можно определить основную проблему химизации это региона – высокая стоимость реагентов, обусловленная сложной логистической схемой, из-за чего возникает необходимость создания страховых запасов на случай недопоставки реагента. Возможным решением является организация производства товарных форм химических реагентов непосредственно на нефтепромысле. Это поможет минимизировать логистические издержки, риск поставки некачественного реагента с заниженным содержанием активных основ и усилить контроль за производством товарной формы химического реагента со стороны компании. В свою очередь использование летних форм реагента, растворителем в которых служит вода, значительно снизит удельную стоимость товарной формы реагента. Для приготовления жидких химических реагентов может применяться мобильный автоматизированный комплекс активации реагентов (МАКАР) на базе 40 фунтового контейнера [10], рис. 5. В 2016 г. планируется проведение опытныхпромысловых испытаний собственных составов ингибиторов солей, разработанных специально для технологических и геологических условий ВЧНГКМ. Товарные формы реагентов будут готовиться на нефтепромысле, в летних формах реагента растворителем будет служить вода. Планируется испытание нескольких методов закачки реагента, в том числе постоянная закачка в затрубное пространство скважины с помощью УДР и «задавка» в призабойную зону пласта. Это будет новым этапом развития химизации на механизированном фонде Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. www.rogtecmagazine.com

Summary

Hydrocarbon production chemicalization at all process stages is, at this point, one of the most paramount and efficient ways to ensure operability of the downhole and surface equipment. The Verkhnechonskoye Oil and Gas Condensate Field is one of the earliest remote large scale oil production projects in the Extreme North of the Eastern Siberia with no extensive infrastructure. Accordingly, the successful production and scientific experience of scaling control accumulated during VCNG operation can be used to develop the new far-flung oil and gas fields in Extreme North including the Russian Arctic Shelf.

References

1. Pinneker E.V., Brines of Angara-Lena artesian basin, Moscow: Nauka Publ., 1966, 332 s.

2. Chertovskikh E.O., Lapoukhov A.S., Kachin V.A., Karpikov A.V., Problems of oil and gas production in the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field associated with halite depositing, SPE AFE, 2013, pp.

1491–1527.

3. Chertovskikh E.O., Alekseev S.M., Problems of oil and gas production in the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field associated with gypsum depositing, SPE, ROG, 2014, pp. 1–17.

4. Kachin V.A. Chertovskikh E.O. Karpikov A.V., Effects of Verkhnechonskoye horizon saline sandstone on oil and gas production in Verkhnechonskoye Oil and Gas Condensate Field // Izvestiya Sibirskogo otdeleniya sektsii nauk o Zemle RAEN, 2013, no. 1 (42), pp. 129–134.

5. Kashchavtsev V.E., Mishchenko I.T., Salt formation in oil production, Moscow: Orbita-M Publ., 2004, 432 p.

6. Shvartsev S.L., Pinneker E.V., Perel’man A.I. et al., Fundamentals of hydrogeology. Hydrogeochemistry), Novosibirsk: Nauka Publ., 1982, 286 p.

7. Chertovskikh E.O., Alekseev S.V., Collected papers Geology and oil and gas potential of West Siberian megabasin (experience, innovation), Tyumen: Publ. of TSOGU, 2014, pp. 168–171.

8. Shenkman B.M., Verkhnechonskoye Oil and Gas Condensate Field ground water chemistry (VChNGKM)// Izvestiya IGU. Sektsiya Nauki o Zemle. 2013, V. 6, no. 1, pp. 206-222.

9. Chertovskikh E.O., Kachin V.A., Karpikov A.V., Halite depositing during oil and gas production in Verkhnechonskoye Oil and Gas Condensate Field // Vestnik IRGTU, 2013, no. 5, pp. 82–91.

10. Klushin I.G., Chertovkikh E.O., Kunaev R.U., Buglov N.A., Prospects for use of active chemicals in the Arctic and Extreme North oil fields // Izvestiya Sibirskogo otdeleniya sektsii nauk o Zemle RAEN. Geology: Ore field prospecting and exploration, 2015, no. 3, pp. 53–60.

ROGTEC 69

ДОБЫЧА

Солеобразования в виде карбонатов

В настоящее время отложения карбонатов встречаются на ВЧНГКМ в виде незначительного налета кальцитов (CaCO3) менее 1мм на поверхности погружного электродвигателя (ПЭД), также они присутствуют в качестве механических примесей в продукции нефтяных скважин. Увеличение интенсивности отложений карбонатов на Верхнечонском НГКМ возможно произойдёт на четвертой стадии разработки при росте обводнения фонда скважин до 90%. Удалять данные отложения в погружном оборудовании можно будет с помощью 6 %-ного водного раствора соляной кислоты, в ПЗП - с помощью 12 %-ного. Предупреждать отложения карбонатов эффективней всего с помощью ингибиторов солеотложений на основе ОЭДФК.

Заключение

Химизация производственных процессов добычи углеводородов на всех этапах производства в настоящее время является одним из главнейших и наиболее эффективных направлений поддержания работоспособности погружного и наземного оборудования, а Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из первых крупных удаленных проектов по добыче нефти в условиях Крайнего севера Восточной Сибири без развитой инфраструктуры. Поэтому положительный производственный и научный опыт по борьбе с солеотложениями, накопленный при эксплуатации ВЧНГКМ может быть использован при разработке новых труднодоступных месторождений нефти и газа на Крайнем Севере и, в том числе, Арктическом шельфе Российской Федерации.

Список литературы

1. Пиннекер Е.В. Рассолы Ангаро-Ленского артезианского бассейна. М.: Наука, 1966.-332с.

2. Chertovskikh E.O., Lapoukhov A.S., Kachin V.A., Karpikov A.V. Problems of oil and gas production in the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field associated with halite depositing - SPE AFE 2013 2013. C. 14911527.

Сибирского отделения секции наук о Земле РАЕН. 2013. № 1 (42). С. 129-134.

5. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита-М, 2004г. 432 с.

6. Шварцев С.Л., Пиннекер Е.В., Перельман А.И.., и др. Основы гидрогеологии. Гидрогеохимия./ Новосибирск: Наука, 1982, 286 с.

7. Чертовских Е.О., Алексеев С.В. Изменение плотности попутно-добываемых вод - индикатор образования отложений гипса в скважинах Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения // В сборнике: Геология и нефтегазоносность западно-сибирского мегабассейна (опыт, инновации), ТюмГНГУ, Тюмень, 2014. С. 168-171.

8. Шенькман Б.М. Химия подземных вод Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения (ВЧНГКМ) Известия ИГУ, секция «Науки о Земле» - 2013. – Т.6, № 1. – С. 206-222.

9. Чертовских Е.О., Качин В.А., Карпиков А.В. Отложения галита при добыче нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении. Иркутск: Вестник ИРГТУ. - 2013. - № 5. - С. 82-91.

10. Клюшин И.Г., Чертовких Е.О., Кунаев Р.У., Буглов Н.А. Перспективы применения активных основ химических реагентов в условиях нефтепромысла Арктики и Крайнего Севера // Известие Сибирского отделения секции наук о земле Российской академии естественных наук. Геология: поиски и разведка рудных месторождений - 2015 - №3 - с. 53-60. Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2016 г., стр. 52; ISSN 2-742339. Публикуется с разрешения редакции.

The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.1, 2016, pp.52.

Printed with permission from the Editorial Board.

3. Chertovskikh E.O., Alekseev S.M. Problems of oil and gas production in the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field associated with gypsum depositing,- SPE, ROG 2014 2014.C. 1-17.

4. Качин В.А. Чертовских Е.О. Карпиков А.В. Влияние засолоненных песчаников верхнечонского горизонта на процесс добычи нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении. Известия

70 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 71

БУРЕНИЕ

«Самаранефтегаз»: Применение гидрогелевых растворов при бурении боковых наклоннонаправленных и горизонтальных стволов Samaraneftegas: Hydrogel Based Mud in Direction and Horizontal Wells С.О. Киселева, В.В. Порошин, В.А. Яшков,

S. O. Kisevela, V. V. Poroshin, V. A. Yashkov

АО «Самаранефтегаз»

(Samaraneftegas)

Введение

Introduction

При бурении боковых (БС) наклонно направленных и горизонтальных стволов гидратация глин вызывает обрушение стенок ствола и, как следствие, его многократные проработки, затяжки и посадки бурового инструмента, образование на нем сальников, низкие механическую скорость бурения, эффективность выноса шлама на поверхность и качество цементирования, загрязнение продуктивного пласта. В связи с этим на таких объектах требуется

When drilling directional and horizontal sidetracks, shale hydration causes the well to disintegrate and as a consequence, multiple reamings, overpulls and drags of the drilling tools, balling of cuttings, low penetration rate and reduced cutting lifting efficiency, poor cementing quality as well as formation contamination with the drilling mud. As a result highly inhibiting mud systems with improved composition, rheology and fluid loss characteristics should be used. Drilling mud inhibits and stabilizes the weak shale and saliferous rocks. The properties of the required mud include high inhibition, optimal rheology, low fluid loss and solids content and a high resistance to the polyvalent affect.

Отложения Волго-Уральского бассейна и, в частности, Самарской области в основном представлены ангидритами, зеленовато-серыми и бурыми алевролитами, мергелями. Перемежающие их глинистые отложения после вскрытия бурением под действием фильтрата бурового раствора теряют естественную устойчивость и разрушаются. Их интенсивное разрушение обусловливает возникновение ряда осложнений в процессе проводки скважины.

72 ROGTEC

The deposits of the Volga-Ural basin and, in particular, the Samara Region are mainly represented by anhydrites, greenish-gray and brown siltstone, and marl. The interlaying shale deposits become unstable and disintegrate when exposed to the drilling mud. Intense disintegration gives rise to a number of drilling problems.

www.rogtecmagazine.com

DRILLING использование высокоингибирующих систем буровых растворов с улучшенными структурнореологическими и фильтрационными свойствами. Буровой раствор должен оказывать ингибирующее и крепящее действие на неустойчивые глинистые и соляные породы. Необходимые свойства такого бурового раствора: высокая ингибирующая способность, оптимальные реологические характеристики, минимальные фильтрация и содержание твердой фазы, высокая устойчивость к поливалентной агрессии.

The objective is to identify the mud that is most effective in terms of reducing the drilling risk and reducing the time to takes to drill directionally and horizontal sidetracks.

Analysis of the Drilling Muds

A sidetracking analysis for the period from 2014 - 2015 was performed and the most common geological problems were identified. These take up 17% of the total sidetracking time and include: 65% - lost circulation, 34% - caving and 1% - gas-oil-water kicks (conditions incompatible with drilling) (see Figure 1).

a

Целью данной работы является определение наиболее эффективного типа бурового раствора c точки зрения снижения рисков осложнений и сокращения сроков строительства боковых наклонно направленных и горизонтальных стволов.

b 4%

17%

79%

34%

Анализ применяемых буровых растворов

В ходе работы был проведен анализ бурения боковых стволов в период с 2014 по 2015 г., установлены наиболее часто встречающиеся осложнения геологического характера, на которые приходится 17 % всего времени бурения бокового ствола, из них 65 % составляют поглощения промывочной жидкости, 34 % – обвалообразование, 1 % – нефтегазоводопроявления (несовместимые условия бурения) (рис. 1).

65%

1% НГВП GOWK обвалообразования Caving Фактическая продолжительность бурения Net operating time поглощения Lost circulation Осложнения не геологического характера (НПВ+СНТ) Non-geological problems (NPDT + ASDT) Осложнения геологического характера (обвалообразования, поглощения) Geological problems (caving, lost circulation)

Рис. 1. Доля осложнений геологического характера при бурении боковых наклонно направленных и горизонтальных стволов (а) и их структура (б) (НПВ – непроизводительное время бурения; СНВ – сверхнормативное время бурения; НГПВ – нефтегазоводопроявление) Figure 1. Share of geological problems arising in the process of directional and horizontal sidetracking (a) and their structure (б) (NPDT - non-productive drill time, ASDT - above-standard drill time; GOWK - gas-oil-water kicks)

Условный номер скважины Well Reference Number

Практическая продолжительность бурения БС, сут Sidetracking Time, days

Интервал бурения Drilling Interval

Практическая длина интервала БС, м Sidetrack Interval Length, m

1

31

2308 – 2571

468

2

47

1983 – 2169

463

3

54

1957 – 2259

427

4

52

2130 – 2456

403

Буровой раствор Drilling Mud Premium-Gel

Биополимерный хлор-калиевый Biopolymer potassium chloride

Эмульсионный - Emulsion Полимер-известковый Polymer lime

Таблица 1 Примечание. Все скважины пробурены на турнейский горизонт; плановая продолжительность бурения – 45 сут Table 1 All wells are drilled in Tournaisian formation; scheduled drill time is 45 days

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 73

БУРЕНИЕ Для проведения сравнительного анализа времени бурения боковых стволов на объектах АО «Самаранефтегаз» были выбраны четыре скважины Южной группы месторождений, схожие по геологическому разрезу и длине БС, пробуренные с использованием различных типов буровых растворов (табл. 1). Из таблицы видно, что при использовании бурового раствора Premium-Gel плановая продолжительность бурения сократилась на 14 сут (с 45 до 31 сут). При применении биополимерного хлор-калиевого, эмульсионного и полимеризвесткового буровых растворов время бурения больше плановых значений соответственно на 3, 9 и 7 сут. Увеличение продолжительности бурения связано с осложнениями, вызванными неустойчивостью глинистых пород (осыпи, обвалы, поглощения, затяжки и прихваты бурового инструмента). По итогам анализа изменений параметров исследуемых буровых растворов в процессе бурения БС можно сделать вывод, что буровой раствор PremiumGel обладает наибольшей стабильностью на протяжении всего времени бурения. Важным критерием эффективности бурового раствора при бурении в глинистых отложениях является показатель фильтрации, который для указанного раствора имеет минимальные значения (1–1,5 см3/30 мин) на протяжении бурения всего интервала. При использовании биополимерного хлор-калиевого и эмульсионного буровых растворов наблюдаются значительные колебания их плотности в процессе проводки боковых стволов, что указывает на обвалообразования глинистых пород под действием фильтрата буровых растворов. Показатель фильтрации данных буровых растворов выше показателя фильтрации раствора Premium-Gel и составляет – 2,5–4,5 см3/30 мин. При применении полимер-известкового бурового раствора отмечаются большой разброс

74 ROGTEC

Four wells in the South group of fields, which are similar in terms of geological profile and sidetrack length and were drilled using different types of drilling mud, were selected to carry out comparative analysis of the sidetracking times at Samaraneftegas fiekds (Table 1). As can be seen, the scheduled drill time was 14 days shorter (31 versus 45 days) when Premium-Gel mud was used. The drilling time with use of biopolymer potassium chloride, emulsion and polymer lime muds is longer by 3, 9 and 7 days respectively. The increase in the drill time is caused by problems due to the shale rock’s instability (slides, caving, lost circulation, overpulls and sticking of the drilling tools).

The implication is that Premium-Gel mud is much more stable in the process of drilling as evidenced by the analysis of the mud properties change while sidetracking.

The important criterion of the mud efficiency when drilling through the shale deposits is fluid loss which was the lowest (1-1.5 cm3/30 min) for the above specified mud during drilling of the entire interval.

Material fluctuations in the density of the biopolymer potassium chloride and emulsion muds in the process of sidetracking indicate caving of the shale rocks when exposed to the drilling mud filtrate. Fluid loss of these muds is higher than that of the Premium-Gel mud and is 2.5–4.5 cm3/30 min.

Rheology and density of the polymer lime mud vary in a wide range during drilling, evidencing caving and considerable pH changes adversely affecting the active shale deposits. Due to high pH, the well walls adsorb Na+ cations. This increases shale hydration and contributes to collapsing.

As such, the Premium-Gel can be considered as the most stable based on the property change analysis carried out for several types of the drilling mud.

The following laboratory studies [1] were conducted to compare inhibiting properties of the drilling muds: • Tula stage shale hydration (swelling) using Shale www.rogtecmagazine.com

DRILLING реологических параметров, а также плотности в процессе бурения, что может свидетельствовать об обвалообразовании, значительное изменение показателя рН, негативно отражающегося на активных глинистых отложениях. Из-за высоких значений рН стенки скважины адсорбируют катионы Na+, это усиливает набухание глинистых пород и способствует их обрушению. Таким образом, на основе выполненного анализа изменений параметров нескольких типов буровых растворов выявлено, что наиболее стабильным с точки зрения сохранения параметров является раствор Premium-Gel. Для сопоставления ингибирующей способности рассматриваемых буровых растворов проведены следующие лабораторные исследования [1]: • гидратация (набухание) глин тульского яруса в приборе ПНГ (прибор набухаемости глин); • исследование размокаемости образцов керна тульского яруса с использованием прибора ПРГ (прибор размокаемости грунтов); • исследование диспергируемости шлама; • линейное расширение глинистых сланцев (оценивалось с помощью прибора Swellmeter OFITE в течение 7 сут); • определение увлажняющей способности буровых растворов (по методике ВНИИКРнефти, РД 39-2-83). Для исследования гидратации исходный монолитный образец керна был измельчен до фракции менее 0,25 мм. Взаимодействие фильтрата бурового раствора с измельченным образцом породы в течение 2 ч не изменило показаний прибора (стрелка не сдвинулась с нулевой отметки). Это свидетельствует о том, что при нормальных условиях фильтрация всех трех видов буровых растворов имеет низкие значения, набухание глин отсутствует. По результатам исследования размокаемости можно заключить, что после нахождения образцов керна в средах буровых растворов в течение 3 сут в нормальных условиях образцы не потеряли первоначальные форму и массу, т.е. не разрушились. Для сопоставления ингибирующей способности растворов исследовали диспергируемость шлама. Ниже приведен порядок проведения исследования.

1. Образец керна турльского яруса с глубины 1418,5 м был раздроблен до фракции 2-5 мм.

2. Измельченные образцы высушивались до постоянной массы при температуре 105 °C. 3. Образцы фиксированной массы помещались в www.rogtecmagazine.com

Swelling Unit; • Tula stage shale core sample soaking using Soil Soaking Unit; • Cuttings dispersing ability; • Linear swelling of shales using Swellmeter OFITE for 7 days; • Drilling mud wetting properties applying Russian National Research and Design Institute of Well Casing and Drilling Muds, RD 39-2-83).

The original core sample was ground to less than 0.25 mm grain size to study hydration. A two hour interaction of the mud filtrate and ground rock did not cause changes in the Unit readings (the pointer did not move from the zero point).

This implies that in normal conditions fluid loss of three drilling muds is low and shale does not swell.

The soaking study findings proved that after a three day exposure of the core samples to the drilling muds in normal conditions, the samples remain stable as to the initial shape and weight, i.e. remained intact.

The cuttings dispersing ability was studied to compare the inhibiting properties of the muds. The study procedure is described below.

1. Tula stage core sample taken at 1,418.5m depth was ground to 2-5mm grain size.

ROGTEC 75

4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0

0:00:00 8:46:22 17:32:42 26:19:03 35:05:20 43:51:37 52:37:54 61:24:11 70:10:27 78:56:44 87:43:01 96:29:18 105:15:35 114:01:51 122:48:07 131:34:24 140:20:40 149:06:56 157:53:12 166:39:29 175:25:45 184:12:02 192:58:18 201:44:34 210:30:50 219:17:06 228:03:23 236:49:39 245:35:57 254:22:13 263:08:30 271:54:46 280:41:03 289:27:20 298:13:36 306:59:52

герметичные ячейки и заливались исследуемыми буровыми растворами объемом 145 мл.

4. После этого ячейки прогревались в четырехвальцовой печи в течение 8 ч при температуре 80 °С и частоте вращения 25 мин-1.

5. После извлечения и охлаждения ячеек образцы керна промывались водой, просеивались через сито фракцией 1 мм и высушивались до постоянной массы при температуре 105 °С.

Линейное расширение, мм/с - Linear Swelling, mm/s

БУРЕНИЕ

Время, ч:мин:c - Time, h:min:s

Буровой раствор - Drilling Mud Результаты исследования Полимер известковый Полимер известковый показали, что при Premium Gel Биополимерный хлоркалиевый Polymer lime применении буровых растворов Premium Рис. 2. Результаты теста на линейное расширение глинистых сланцев Gel, биополимерного, Figure 2. Results of Shale Linear Swelling Test хлор-калиевого потеря кернового материала 2. Samples were dried at 105ºC. составила соответственно 3. Samples of specific weight were placed in the sealed 0,3, 2,52 и 6,54 %. Следовательно, наилучшими boxes and filled with 145ml of drilling muds. ингибирующими способностями обладает буровой 4. The boxes were then heated in the four-roller ovens for 8 раствор Premium-Gel, так как всего 0,3 % шлама hours at 80ºС and 25min-1 rotation speed. диспергировало или измельчилось до размера 5. After the boxes were drawn out and cooled, core фракции менее 1 мм. samples were flushed with water, sieved through 1mm mesh size sieve and dried at 105ºC. Для тестирования буровых растворов по линейному расширению глинистых сланцев был взят измельченный The study results evidence that core sample material loss керновый материал тульского горизонта, спрессован constituted 0.3, 2.52 and 6.54% when Premium Gel, в компрессоре при давлении, соответствующем biopolymer and potassium chloride muds (respectively) пластовому на глубине 1500 м, в течение 1 ч. Затем were used. It shows that Premium Gel mud has the best спрессованные образцы были помещены в установку inhibiting properties as only 0.3% of cuttings was dispersed Swellmeter, имитирующую скважинные условия. or reduced to less than 1mm grain size. Наблюдения за ними велись в течение 7 сут. Линейное расширение

Увлажняющая способность (max 30) Wetting Properties (max 30)

Итого (max 100) Total (max 100)

30

15

30

95

10

20

20

20

80

10

8

5

18

41

Тип бурового раствора Drilling Mud Type

Гидратация (max 10) Hydration (max 10)

Размокаемость (max 10) Soaking (max 10)

Premium-Gel

10

10

10

10

Биополимерный хлор-калиевый Biopolymer potassium chloride Полимеризвестковый Polymer lime

Диспергируемость глинистых сланцев (max 30) (max 20) Dispersing Ability Shale Linear Swelling (max 30) (max 20)

Таблица 2 Примечание. В скобках указаны максимальные оценки Table 2 Noteб Max values are specified in brackets

76 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING Đ&#x;Đž итОгаП Ń‚ĐľŃ Ń‚Đ° ПОМнО Ń Đ´ĐľĐťĐ°Ń‚ŃŒ вывОд, чтО Đ˝Đ°Đ¸ĐźĐľĐ˝ŃŒŃˆĐľĐľ Đ˛ĐžĐˇĐ´ĐľĐšŃ Ń‚Đ˛Đ¸Đľ на гНины Ń‚ŃƒĐťŃŒŃ ĐşĐžĐłĐž гОриСОнта (Ń ĐłĐťŃƒĐąĐ¸Đ˝Ń‹ 1418,5Đź) ОкаСаН йиОпОНиПорныК хНОр-каНиовыК ĐąŃƒŃ€ĐžĐ˛ĐžĐš Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€, Premium-Gel Đ´Đ°Đť Ń Ń€ĐľĐ´Đ˝Đ¸Đš Ń€ĐľĐˇŃƒĐťŃŒŃ‚Đ°Ń‚, Đ° Đ¸ĐˇĐ˛ĐľŃ Ń‚ĐşĐžĐ˛Ń‹Đš ĐąŃƒŃ€ĐžĐ˛ĐžĐš Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€ – Ń Đ°ĐźĐžĐľ Đ˛Ń‹Ń ĐžĐşĐžĐľ НиноКнОо Ń€Đ°Ń ŃˆĐ¸Ń€ĐľĐ˝Đ¸Đľ ОйраСца гНины. Đ ĐľĐˇŃƒĐťŃŒŃ‚Đ°Ń‚Ń‹ ĐżŃ€ĐľĐ´Ń Ń‚Đ°Đ˛ĐťĐľĐ˝Ń‹ на Ń€Đ¸Ń . 2. ДНŃ? ОпродоНониŃ? ŃƒĐ˛ĐťĐ°ĐśĐ˝Ń?ющоК Ń ĐżĐžŃ ĐžĐąĐ˝ĐžŃ Ń‚Đ¸ ĐąŃƒŃ€ĐžĐ˛Ń‹Ń… Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€ĐžĐ˛ [2] йыНи вСŃ?Ń‚Ń‹ Ń†Đ¸ĐťĐ¸Đ˝Đ´Ń€Đ¸Ń‡ĐľŃ ĐşĐ¸Đľ ОйраСцы, Ń ĐżŃ€ĐľŃ Ń ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ˝Ń‹Đľ иС Ń Đ°Ń€Đ¸ĐłŃŽŃ…Ń ĐşĐžĐłĐž йонтОнита, диаПотрОП 20 ПП и Đ˛Ń‹Ń ĐžŃ‚ĐžĐš 32 ПП, Đ˛ĐˇĐ˛ĐľŃˆĐľĐ˝Ń‹, пОПощоны в три Đ¸Ń Ń ĐťĐľĐ´ŃƒĐľĐźŃ‹Đľ Ń Ń€ĐľĐ´Ń‹ ĐąŃƒŃ€ĐžĐ˛Ń‹Ń… Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€ĐžĐ˛. ЧороС 4 ч Ń Ń‚ĐžĐťĐąĐ¸ĐşĐ¸ иСвНокНи, прОПыНи пОд Ń Ń‚Ń€ŃƒĐľĐš вОды, ĐżĐžŃ ĐťĐľ чогО йыНа СаПорона кОночнаŃ? ĐźĐ°Ń Ń Đ° ОйраСцОв. ЗатоП ĐżĐžĐťŃƒŃ‡ĐľĐ˝Đ˝Ń‹Đľ данныо йыНи Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃŒĐˇĐžĐ˛Đ°Đ˝Ń‹ Đ´ĐťŃ? Ń€Đ°Ń Ń‡ĐľŃ‚Đ° приводонных ниМо пОкаСатоНоК. Đ&#x;ĐžĐşĐ°ĐˇĐ°Ń‚ĐľĐťŃŒ ŃƒĐ˛ĐťĐ°ĐśĐ˝Ń?ющоК Ń ĐżĐžŃ ĐžĐąĐ˝ĐžŃ Ń‚Đ¸ Đ´ĐťŃ? каМдОгО Đ°Đ˝Đ°ĐťĐ¸ĐˇĐ¸Ń€ŃƒĐľĐźĐžĐłĐž Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€Đ° Ń€Đ°Ń Ń Ń‡Đ¸Ń‚Ń‹Đ˛Đ°ĐťŃ Ń? пО Ń„ĐžŃ€ĐźŃƒĐťĐľ

To determine shale linear swelling, ground Tula stage core material was compacted in the compressor at the pressure found at 1,500m depth for 1 hour. The compacted samples were then placed in Swellmeter unit simulating borehole conditions and samples monitored for 7 days.

The test results imply that the Tula stage shale (taken at 1,418.5 m depth) was least impacted by the biopolymer potassium chloride mud. Premium-Gel was at the second place and lime mud caused the highest linear swelling of the sample. Results can be found in Figure 2.

To determine the wetting properties of the drilling muds [2], compacted cylindrical samples of Sarigyukh bentonite 20mm in diameter and 32mm in length were weighted and placed in three muds. In 4 hours the samples were extracted and flushed with water. The final weight of the samples was then measured. Data were used to calculate the following parameters.

The wetting property parameter for every drilling mud analyzed was calculated applying the following equation: (1)

(1) гдо đ?œˆt – Ń‚ĐľĐşŃƒŃ‰Đ°Ń? Ń ĐşĐžŃ€ĐžŃ Ń‚ŃŒ ŃƒĐ˛ĐťĐ°ĐśĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń?, Ń Đź/ч; Đš – кОŃ?ффиционт ĐşĐžĐťĐťĐžĐ¸Đ´Đ°ĐťŃŒĐ˝ĐžŃ Ń‚Đ¸ гНины, ОпродоНŃ?оПыК пО ПотиНонОвОК Ń Đ¸Đ˝Đ¸; Ď„ – вроПŃ? ŃƒĐ˛ĐťĐ°ĐśĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń? ОйраСцОв, ч.

Where đ?œˆt – current wetting rate, cm/h; Đš – shÂĄale colloidal factor determined using methylene blue; Ď„ – sample wetting time, h.

Current wetting rate

(2)

Đ˘ĐľĐşŃƒŃ‰Đ°Ń? Ń ĐşĐžŃ€ĐžŃ Ń‚ŃŒ ŃƒĐ˛ĐťĐ°ĐśĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Ń?

(2)

гдо Đ 2, Đ 1 – Đ˛ĐľŃ Ń ĐžĐžŃ‚Đ˛ĐľŃ‚Ń Ń‚Đ˛ĐľĐ˝Đ˝Đž ŃƒĐ˛ĐťĐ°ĐśĐ˝ĐľĐ˝Đ˝ĐžĐłĐž и Đ¸Ń Ń…ĐžĐ´Đ˝ĐžĐłĐž ОйраСца, Đł; Đš1 = 1 Ń Đź – кОŃ?ффиционт [1]. Đ?Đ°Đ¸ĐźĐľĐ˝ŃŒŃˆĐ¸Đź Đ°ĐąŃ ĐžĐťŃŽŃ‚Đ˝Ń‹Đź пОкаСатоНоП ŃƒĐ˛ĐťĐ°ĐśĐ˝ĐľĐ˝Đ˝ĐžŃ Ń‚Đ¸ ОйНадаот Premium-Gel – 0,78 Ń Đź/ч, Đ´ĐťŃ? йиОпОНиПорнОгО хНОр-каНиовОгО Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€Đ° Ń?тОт ĐżĐžĐşĐ°ĐˇĐ°Ń‚ĐľĐťŃŒ Ń ĐžŃ Ń‚Đ°Đ˛Đ¸Đť 1,85 Ń Đź/ч, пОНиПор-Đ¸ĐˇĐ˛ĐľŃ Ń‚ĐşĐžĐ˛ĐžĐłĐž – 2,1 Ń Đź/ч. Đ˜Ń Ń ĐťĐľĐ´ĐžĐ˛Đ°Đ˝Đ¸Đľ трох Ń Đ¸Ń Ń‚ĐľĐź ĐąŃƒŃ€ĐžĐ˛Ń‹Ń… Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€ĐžĐ˛, Đ¸Ń ĐżĐžĐťŃŒĐˇŃƒĐľĐźŃ‹Ń… на ĐźĐľŃ Ń‚ĐžŃ€ĐžĐśĐ´ĐľĐ˝Đ¸Ń?Ń… Đ?Đž ХаПаранофтогаС, пО ĐżŃ?ти ПотОдикаП пОкаСаНО, чтО Đ˝Đ°Đ¸ĐťŃƒŃ‡ŃˆĐ¸Đľ Đ¸Đ˝ĐłĐ¸ĐąĐ¸Ń€ŃƒŃŽŃ‰Đ¸Đľ Ń Đ˛ĐžĐšŃ Ń‚Đ˛Đ° иПоот Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€ Premium-Gel (тайН. 2). ДанныК тип ĐąŃƒŃ€ĐžĐ˛ĐžĐłĐž Ń€Đ°Ń Ń‚Đ˛ĐžŃ€Đ° Ń?вНŃ?ĐľŃ‚Ń Ń? наийОНоо Ń?ффоктивныП Ń Ń‚ĐžŃ‡ĐşĐ¸ СрониŃ? Ń Đ˝Đ¸ĐśĐľĐ˝Đ¸Ń? Ń€Đ¸Ń ĐşĐžĐ˛ ĐžŃ ĐťĐžĐśĐ˝ĐľĐ˝Đ¸Đš в ĐżŃ€ĐžŃ†ĐľŃ Ń Đľ ĐąŃƒŃ€ĐľĐ˝Đ¸Ń? йОкОвых накНОннО направНонных и ĐłĐžŃ€Đ¸ĐˇĐžĐ˝Ń‚Đ°ĐťŃŒĐ˝Ń‹Ń… Ń Ń‚Đ˛ĐžĐťĐžĐ˛ в инторваНах Đ˝ĐľŃƒŃ Ń‚ĐžĐšŃ‡Đ¸Đ˛Ń‹Ń… ĐłĐťĐ¸Đ˝Đ¸Ń Ń‚Ń‹Ń… ОтНОМониК. www.rogtecmagazine.com

Where Р2, Р1 – weight of the wet and original sample respectively, g; К1 = 1 cm – factor [1].

The lowest absolute wetting of 0.78 cm/h was registered for Premium-Gel mud as opposed to 1.85 cm/h for biopolymer potassium chloride mud and 2.1 cm/h for polymer lime mud.

Studies for three mud systems used in Samaraneftegas fields applying five methods show that Premium-Gel mud has the best inhibiting properties (Table 2). This type of the drilling mud is the most effective in terms of drilling risk reduction while drilling directional and horizontal sidetracks in unstable shales.

Premium-Gel Drilling Mud

Premium-Gel mud developed by Bento Technology is based on three chloride salts (CaCl2, MgCl2, KCl), caustic soda and water. These components contribute to high rheology of the mud due to absence of colloidal phase. The following agents are used as stabilizers: starch (to stabilize fluid loss), lubricant (to control friction coefficient and to add drilling tool lubricating ability), biocides (to prevent

ROGTEC 77

БУРЕНИЕ

Буровой раствор Premium-Gel

Основой бурового раствора Premium-Gel, разработанного ООО «НПО Бентотехнологии», являются три хлористые соли (CaCl2, MgCl2, KCl), каустическая сода и вода. Именно эти компоненты вследствие полного отсутствия коллоидной фазы придают раствору высокие реологические свойства. В качестве реагентостабилизаторов используются крахмал (стабилизирует фильтрацию), смазывающая добавка (регулирует коэффициент трения и обеспечивает смазывающую способность бурового инструмента), бактерицид(предотвращает бактериальное воздействие на раствор), пеногаситель (предотвращает вспенивание бурового раствора).

Premium-Gel является высокоингибирующим буровым раствором на основе гидрогеля, предназначен для бурения в условиях высокой поливалентной и газовой агрессии. Раствор обеспечивает устойчивость активных и разупрочненных глинистых отложений, снижение проницаемости водоносных пластов, качественную очистку ствола скважины и сохранение продуктивного коллектора. Из-за низкого содержания твердой, в том числе коллоидной, фазы в составе Premium-Gel и минимального показателя фильтрации (1-2см3/30 мин.) данный тип бурового раствора может быть модифицирован в буровой раствор для вскрытия продуктивного пласта.

Заключение

В ходе работы проведен анализ геологических осложнений на месторождениях АО «Самаранефтегаз» в период с 2014 по 2015 г., выполнен лабораторный анализ разных типов буровых растворов, исследовано их влияние на устойчивость стенок ствола скважины, аварийность и сроки бурения.

bacterial attack) and a defoaming agent (to prevent mud foaming).

Premium-Gel is a highly inhibiting hydrogel-based mud system intended for drilling in high polyvalent and gas aggressive environments. The mud ensures the stability of active and weak shales, reduction of aquifer permeability, quality borehole cleanout and producing reservoir containment. Due to low content of solids, including colloidal phase, and low fluid loss (1-2 cm3/30 min), Premium-Gel can be used for reservoir drilling-in.

Conclusion The geological problems arising at the Samaraneftegas fields for the period of 2014-2015 were analyzed, laboratory studies of various types of the drilling muds were performed and mud affect on the borehole stability, accident rate and drill time was studied.

The entire well drill time highly depends on the drilling mud selected for the difficult drilling zone.

The results of the analysis and the studies showed that the Premium-Gel mud has the best rock inhibiting properties and is the most effective in terms of reducing the drilling risk while drilling directional and horizontal sidetracks in unstable shales. Use of this drilling mud can potentially reduce the dill time by approximately 10% to the reduced geological risk.

References

1. Koshelev V.N., Gvozd M. S., Rastegaev B. A. et al., Selection of Drilling Mud for Drilling in Shales // Drilling and Oil. 2015, no. 9, p. 27.

2. RD 39-00147001-773-2004, Control Methods for Drilling Fluids Parameters, Moscow, 2004.

От выбора бурового раствора при бурении осложненного участка зависит время бурения всей скважины.

Список литературы

В результате проведенных анализа и исследований можно сделать вывод о том, что буровой раствор Premium-Gel обладает наибольшей ингибирующей способностью по отношению к разбуриваемому разрезу и является наиболее эффективным с точки зрения снижения рисков осложнений в процессе бурения боковых наклонно направленных и горизонтальных стволов в интервалах неустойчивых глинистых отложений. Также при использовании данного типа бурового раствора существует потенциал снижения времени бурения ориентировочно на 10 % относительного планового показателя вследствие снижения рисков геологических осложнений.

Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2016 г., стр. 16; ISSN 2-742339. Публикуется с разрешения редакции.

78 ROGTEC

1. Выбор раствора для разбуривания глинистых пород/В.Н. Кошелев, М.С. Гвоздь, Б.А. Растегаев [и др.]//Бурение и нефть. – 2015. – № 9. – С. 27.

2. РД 39-00147001-773-2004. Методика контроля параметров буровых растворов. – Краснодар: НПО «Бурение», 2004.

The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.1, 2016, pp.16.

Printed with permission from the Editorial Board. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Organised by:

Special Partner:

24–25 November, Saint-Petersburg XI Annual Congress and Exhibition

Crude oil, LPG and petroleum products trading and transportation Among industry speakers:

Sergey Andronov, Vice-President, Transneft

Konstantin Khamlay, General Director, Ust-Luga Oil

Alevtina Kirillova, Advisor to the Minister of Transport, Russian Federation

Yulia Morochko, Deputy director, Department of crude oil and petroleum products trading, Rosneft, CEO, Rosneft Overseas SA

•

Gain insight on the current and prospective projects in the industry of oil, petroleum products and LPG transportation and ensure you are making the best strategic commercial decisions out of them

•

Network with 300+ industry leaders, including more than 70 heads of international and Russian oil and gas majors, transport companies, investors, world’s leading technology and equipment providers

•

Draw the attention of 50+ potential investors by taking part in an exhibition – (a dedicated manager will be scheduling tet-a-tet meetings)

Gold Sponsors:

Siamak Goudarzi, CEO, Open Iran Group

Andrew Bonnington, Editorial director, Strategic oil markets development, Platts

Register today with 10% discount: www.oilterminal.org/en/ events@vostockcapital.com +44 207 394 30 90 +7 (499) 505 1 505

Bronze Sponsors:

Sponsors: www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 79

ИНТЕРВЬЮ

Эксклюзивное интервью с Кристианом Гоем, менеджером по продажам горного и нефтегазового оборудования компании MTU Friedrichshafen Closure Interview, Christian Goy, Sales Manager Mining, Oil & Gas at MTU Friedrichshafen 80 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW Расскажите, пожалуйста, какую должность Вы занимаете, и что входит в Ваши обязанности.

Please describe your position and role within the company

Я менеджер по продажам горного и нефтегазового оборудования. Занимаюсь прямыми и непрямыми продажами в странах СНГ. MTU Friedrichshafen входит в состав компании Rolls Royce. Мы производим дизельные и газовые двигатели и силовые установки мощностью от 70 до 10 000 кВт различного назначения. Их можно использовать в судостроении, для железнодорожного оборудования, в строительстве, в горной и сельскохозяйственной промышленности, в оборонной промышленности для наземного оборудования, а также для производства электроэнергии. Оборудование продается производителям комплексных установок, дистрибьюторам и конечным пользователям.

As Sales Manager for Mining, Oil & Gas I am in charge of direct and indirect sales of our mining, Oil and Gas equipment in the CIS market. MTU Friedrichshafen is part of Rolls Royce, manufactures diesel and gas engines and propulsion systems for various applications such as marine, rail, construction, mining, land defense, agriculture, and power generation, ranging from 75 up to 10,000 kW. The equipment is sold to OEMs, distributors and end customers.

Компания MTU Friedrichshafen со своими разноплановыми решениями уже давно присутствует во многих сегментах рынка. Как последние четыре года обстоят дела с нефтегазовой отраслью? Насколько, по Вашему мнению, вырастет этот сегмент в ближайшие годы? В целом, нефтегазовый рынок переживает неспокойные времена. Это связано и с падением цен на энергоносители, и со снижением темпов экономического роста в странах с переходной экономикой, таких как Китай. Несомненно, как поставщики оборудования для нефтегазовой отрасли, мы наблюдаем спад деловой активности — запросов от клиентов стало меньше. Компании сокращают расходы и неохотно покупают новое оборудование. Тем не менее, как показывает история, в нефтегазовом бизнесе всегда все меняется. В последние десятилетия эта отрасль пережила уже немало кризисов. Поэтому каждый, кто с этим сталкивается, должен понимать, что кризис — это часть игры. В долгосрочной перспективе потребность в природных ресурсах и энергоносителях увеличится в связи с ростом численности населения, особенно, в Индии, Китае и Африке. Кроме того, этому поспособствует и повышение уровня жизни в разных уголках планеты, о чем говорит рост ВВП в развивающихся странах и в странах с переходной экономикой. Даже если обратиться к возобновляемым источникам энергии, эффективные дизельные и газовые системы все равно будут востребованы. Это связано с неустойчивым характером выработки возобновляемой энергии. Поэтому, чтобы удовлетворить эти потребности, www.rogtecmagazine.com

MTU Friedrichshafen has long and diverse history across many market sectors. Within Oil and Gas, how has business been over the last 4 years? How do you see growth for this market sector developing in the coming years?

The Oil and Gas market as a whole is going through turbulent times due to falling energy prices and lower growth rates in emerging economies like China. Without doubt we as supplier to the Oil and Gas industry do feel the slow down due to lower demand by our clients.

Companies are cutting costs and are reluctant when it comes to purchasing new equipment.

However, historically the oil and gas business has always been volatile and there have been numerous crises over the past decades, so going through those cycles is part of the game. In the long-run the demand for natural resources and energy will rise as a result of a growing world population, especially in India, China and Africa, but also increasing standards of living in many parts of the world which is marked by rising GDPs in developing and emerging countries.

Even if we look at the growing use of renewable energy sources, we see a high need for balancing fluctuating power supply by capable diesel and gas system.

The Oil and Gas industry itself will be looking more than ever into purchasing highly-reliable, low-emission and efficient equipment to meet those demands. The industry will want to include innovative technologies, for instance energy storage solutions or bi-fuel exploration equipment into their fleet. This is where we as a high-tech supplier see our strengths and are constantly pushing innovation.

Focusing on Russia and CIS – what is your current strategy?

Russia holds the largest gas reserves on the planet and is competing for the prime position as the biggest oil producer globally. Legacy fields are exploited and new fields are being successfully developed. The situation is

ROGTEC 81

ИНТЕРВЬЮ нефтегазовая отрасль будет, как никогда ранее, заинтересована в покупке надежного и эффективного оборудования с низким уровнем выбросов. Потребуются инновационные технологии, например, энергоаккумулирующие системы или двухтопливное оборудование для разведочных работ. Именно здесь перед нами, поставщиками высокотехнологичных решений, и открываются перспективы. Мы создаем все новые и новые инновации. Давайте обратимся к России и другим странам СНГ – какую стратегию сейчас использует Ваша компания? Россия — это страна с крупнейшими запасами газа на планете. Она стремится занять ведущие позиции и по добыче нефти. Действующие месторождения функционируют, новые — успешно разрабатываются. Как и в Казахстане, производительность в регионе высокая, и оборудование необходимо обслуживать и обновлять. Поэтому мы рассчитываем на стабилизацию рынка, несмотря на политические и экономические преграды, которые, надеемся, в ближайшем будущем получиться устранить. Компания MTU работает со странами бывшего советского союза уже почти 30 лет, у нас огромная база клиентов, занятых в самых разных отраслях, которые мы обслуживаем. С учетом тех изменений, которые происходят последние 10 лет на рынке стран СНГ, все зарубежные поставщики могут быть абсолютно уверены в одном: компании больше не хотят покупать иностранное оборудование и «полагаться за судьбу» — заработает это оборудование или нет. Они заинтересованы в надежных профессиональных партнерах, которые находятся недалеко и могут решать все возникающие вопросы быстро и эффективно. И мы это понимаем. Компания MTU увеличивает свое присутствие, развивая торговую и сервисную сеть в России и Казахстане силами собственных представительств и квалифицированных партнеров в основных регионах. Это помогает укрепить отношения с нашими настоящими и будущими клиентами, а также увеличить объемы услуг, связанных с поддержкой на местах. Расскажите, пожалуйста, одну из историй успеха компании MTU — на внутреннем или международном рынке. Если говорить о нефтегазовом секторе, последним успехом компании MTU стала совместная разработка первой в отрасли системы гидравлического разрыва пласта. В основе системы — двигатель MTU серии 4000, только что разработанный редуктор ZF 8 TX и насосная установка SPM® QEM 3000. Характеристики

82 ROGTEC

similar in Kazakhstan. Output rates are high in the region and equipment has to be maintained and renewed, so we are reckoning with market stabilisation even though there are political and economic obstacles which we hope will be resolved soon.

MTU has been doing business in the FSU for almost 30 years and has a huge client base across the various applications we serve. The development in the CIS market over the past 10 years has shown one thing for sure to suppliers from abroad: companies are not willing any more to import technology from abroad and be left on their own to “sink or swim”. They demand a reliable and qualified partner nearby to resolve issues swift and sound. MTU understood this requirement. We are currently enlarging our footprint by expanding our sales and service network in Russia and Kazakhstan via own subsidiaries as well as with qualified partners in key regions. This way we are tightening our relationships with existing and new clients and extending our on-site support.

Tell us about a recent success story that MTU have had, either regionally or internationally.

Talking about our Oil and Gas application MTU’s most recent success is the joint development of the industry’s first integrated system for hydraulic fracturing which is based on an MTU Series 4000 engine, a newly developed ZF 8 TX gear box, coupled with the SPM® QEM 3000 hydraulic fracturing pump. The characteristics of the package are phenomenal in comparison to what has been on the market to date. Engine, transmission and pump have been developed to work seamlessly and deliver longer lateral runs, increased flow rates, higher pressures and all this at reduced downtimes and lower cost of ownership for operators. We are convinced that the frac pack will call the attention of many clients in the CIS market.

Under current market conditions – it is imperative to offer your clients the best possible value for money.

What are your unique selling points compared to your competitors?

MTU has more than 100 years of experience in developing engines and propulsion systems. We deliver premium products to our customers which benefit from low fuel consumption, long product lives and ultra-high performance. Our customers successfully deploy MTU engines under toughest conditions from -50 to +50°C, in tropical or dusty environments and offshore.

How do you see the Russian O&G markets developing over the next 2 years?

Political developments, sanctions, the falling oil price and www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW установки просто феноменальны по сравнению с тем, что до этого предлагалось на рынке. Двигатель, трансмиссия и насос работают как одно целое и увеличивают возможности в области зарезки боковых стволов, повышают производительность и позволяют вести работу при более высоком давлении. При этом сокращается время простоя, и снижаются текущие затраты операторов. Мы уверены, что многие клиенты из стран СНГ обратят внимание на эту установку. В текущих рыночных условиях очень важно обеспечить клиентам самые выгодные предложения. В чем заключается уникальность Вашего предложения? Чем оно отличается от предложений Ваших конкурентов? Компания MTU уже более 100 лет занимается разработкой двигателей и силовых установок. Мы предлагаем клиентам продукты премиум-класса, преимуществом которых является более низкий расход топлива, длительный срок службы оборудования и самая высокая производительность. Наши клиенты успешно используют двигатели MTU в самых тяжелых условиях: при температуре от -50 до +50°C, в условиях тропического климата, в пыльных условиях и на морских установках. Каким Вы видите развитие российского нефтегазового рынка в следующие два года?

2016

the linked depreciation of the Rouble have caused a lot of turmoil. Especially the weak Rouble makes it difficult for Russian customers to source equipment from abroad. Yet, we experience an increased activity in the market. On the one hand, people seem to incorporate political and economic realities into their business planning while, on the other hand, production rates are high and in turn necessitating components and parts replacements at rising scales. The slight correction of the oil price over the past months towards a level that does not severely hurt Russian producers, will contribute to a more stable business environment. Политические процессы, санкции, снижение цен на нефть, связанное с этим падение рубля — все это стало большим потрясением. В связи с обесцениванием национальной валюты российским компаниям стало сложно приобретать оборудование заграницей. Тем не менее, мы наблюдаем рост деловой активности на рынке. С одной стороны, бизнесу приходится подстраиваться под политические и экономические реалии, с другой стороны, высокие темпы производства требуют постоянной замены все большего количества оборудования и комплектующих. В последние месяцы цены на нефть немного изменились и стали более комфортными для российских производителей. Это поможет более-менее стабилизировать экономическую обстановку.

ASTANA SEPTEMBER 16th 2016 Kazakhstan’s Largest Dedicated Drilling Technology Event, in Association with General Event Partner and Platinum Sponsor JSC NC KazMunayGas

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

www.rogtecmagazine.com

www.kazdr.kz

ROGTEC 83

doug.robson@rogtecmagazine.com

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 46

84 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

2017 5th Russian Drilling Roundtable April 2017, Moscow

Russia´s leading event for drilling and completion professionals.

Over 200 high level delegates from Russia´s leading operators and drilling contractors.

In-depth roundtable style discussions on the latest regional drilling and completion developments, technologies and services.

Limited sponsorship opportunities.

BOOK NOW! doug.robson@rogtecmagazine.com

www.rdcr.net +34 951 388 667