Rogtec magazine issue 45 by ROGTEC Magazine

НОВОСТИ

АНАЛИТИКА

РАЗВЕДКА

РАЗРАБОТКА

БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

Технология за Круглым Столом: Разработка зрелых месторождений Technology Roundtable: Brownfield Development «Газпром нефть»: Приразломноего месторождениея Gazprom Neft: Prilazlomnoye «НОВАТЭК НТЦ»: Сложности реализациипроектов EPCM в России NOVATEK STC: Russia’s EPCM Challenges

Официальное издание KDR 2016 Official Publication to KDR 2016

«Роснефть»: ГТМ Rosneft: Well Intervention

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

Roundtable Style Format Focusing on Key Drilling and Completion Challenges, Including: • Well Completions and Cementing • Casing • Offshore Drilling • Drilling ERD and Multilateral Wells • Steering Systems • Managed Pressure Drilling • Drilling Muds and Lost Circulation • Drilling Fleet Upgrades • HSE

“Tomorrow’s Drilling, Delivered Today” +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.

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

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено «Везерфорд» Front cover image is supplied courtesy of Weatherford

6 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

Снижается дебит многозонной скважины? ПОВТОРНЫЙ ГРП – ИДЕАЛЬНОЕ РЕШЕНИЕ!

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

halliburton.ru www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 7

Содержание

Contents

Газпром нефть шельф: Проект освоения Приразломного месторождения

Gazprom Neft Shelf: Prilazlomnoye Field Development

Технология за Круглым Столом: Зрелые месторождения

Technology Roundtable: Brownfield Development

«РН-Няганьнефтегаз»: Комплексный подход к выбору скважинкандидатов для проведения геологотехнических мероприятий

RN-Nyaganneftegaz: Well Intervention Candidate Selection at the Krasnoleninskoe Field

Роснефть: Оценка влияния различных температурных эффектов на изменение температуры в призабойной зоне пласта

Rosneft: Skin Factor and Qualitative Evaluation of Bottomhole Formation Zones in Production and Injections Wells

«НОВАТЭК НТЦ»: Развитие нефтегазового инжиниринга через независимые компании

NOVATEK STC: EPCM - The Challenges Facing Russia’s Engineering Companies

«Татбурнефть»: Об особенностях эксплуатации электрооборудования и средств автоматизации систем верхнего привода

Tatburneft: Electrical Equipment & Controls for Top Drive Systems

Поездки команды ROGTEC!

ROGTEC on the Road!

Интервью с Колином Даффом, Директором, Hardbanding Solutions

Closure Interview: Colin Duff, Director, Hardbanding Solutions

12 8 ROGTEC

72 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

Колонка шеф-редактора Первым делом хочу пожелать вам всем приятного лета. После последнего выпуска ROGTEC мы наконец-то увидели рост цены за 50 долларов США за баррель. Она оставалась на этой отметке некоторое время, а средняя цена за последний квартал была около 48 долларов. Это отличные новости для промышленности, в стабилизации которой мы нуждаемся, и, если верить некоторым прогнозам, мы сможем увидеть, как цена за баррель вскарабкается до 60 долларов к концу года. Думаю, что вся отрасль вздохнет с облегчением. Для журнала ROGTEC этот квартал выдался очень напряженным: команда «ROGTEC on the Road» представила журнал на всех ведущих региональных событиях, продвигая больше информации о наших рекламодателях. Наш путь начался в гостинице «Балчуг Кемпински» в центре Москвы, где ROGTEC был официальным журналом 4-го Российского круглого стола по бурению, www.rdcr.net. Без сомнения, Российский круглый стол по бурению является самым важным ежегодным собранием топ-менеджеров по бурению высокого ранга, и в этом году на это мероприятие собрались крупные делегации ведущих заказчиков региона. Топ-менеджеры от «Роснефть», «Лукойл», «Газпромнефть», SPD и «Новатек» и многие другие эксплуатирующие компании приняли участие, чтобы встретиться и пообщаться с региональными гигантами в области бурения, такими как БКЕ, «Таргин» и «Газпром Бурение». Российский круглый стол по бурению стал отличной платформой для развития бурового сектора, и ROGTEC гордится тем, что был официальным журналом события и смог вручить копию журнала каждому участнику. ROGTEC был также главным медиа-спонсором события Нефтегаз в апреле, где нашим центральным киоском и группой ROGTEC были распространены тысячи бесплатных копий журнала. Теперь, когда выставки Нефтегаз, и MIOGE будут проводиться обе в один год, будет интересно посмотреть, как повлияют на участников и посетителей два самых значимых ежегодных московских мероприятия. Возвращаясь к этому вопросу, у нас для вас есть несколько замечательных удостоенных наград статей. Наш материал по круглому столу посвящен освоению старых месторождений и замыслам и решениям, которыми поделились Halliburton и Weatherford. У нас есть статья-мнение Алексея Язькова из «Новатек НТЦ», рассматривающая проблемы, которые стоят перед российским сектором управления проектированием, закупками и строительством, и возможности местных компаний внедрять технические новшества и оставаться впереди своих мировых конкурентов.

10 ROGTEC

«Роснефть» представила вашему вниманию две признанных научных работы. Одна из них посвящена отбору кандидата на освоение Красноленинского месторождения, а в другой рассматривается механика флюидов в призабойной зоне пласта добывающих и нагнетательных скважин. В этой связи «Газпромнефть» поделилась с нами своими взглядами по проекту освоения Прилазломного месторождения, первого и единственного в России разрабатываемого месторождения на арктическом шельфе. Накопленные знания и приобретенный опыт «Газпромнефть» поставят Россию в выгодное положение, когда дело касается будущего освоения арктического шельфа. Осенью ROGTEC будет участвовать в таких мероприятиях, как: Казахстанская Международная Выставка и Конференция «Нефть и Газ» KIOGE, Евразийский форму KAZENERGY, Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE в Москве, Каспийская выставка SPE, а также Казахстанский круглый стол по бурению. Мы также будем организаторами нашего собственного 2-го Казахстанского круглого стола по бурению, KDR-2017. Организации KDR содействует наш главный партнер и платиновый спонсор данного событий АО «НК «КазМунайГаз». Уже подтвердили, что топ-менеджеры по бурению «КМГ» примут участие в круглом столе вместе со всеми ключевыми сервисными компаниями, которые либо подтвердили спонсорскую поддержку, либо находятся на стадии подписания данных соглашений. Казахстанский круглый стол по бурению будет одним из событий с нереально большим количеством участников, интереснейшими презентациями и заседаниями круглых столов нефтегазовых и сервисных компаний. Если вы заинтересованы или уже оказываете услуги на Казахстанском рынке бурения, то это событие как раз для вас. Я буду рад встречи с вами в Астане 16 сентября. Надеюсь, нынешнее лето вас радует, и вы с удовольствием проводите свои отпуска и время с вашими семьями и друзьями. Сам я жду с нетерпением своего отпуска, чтобы потом вместе с вами продолжить работу в следующем полугодии.

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

www.rogtecmagazine.com

Колонка шеф-редактора

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 11

EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, Firstly, I hope everyone is enjoying the summer. Since the last issue of ROGTEC and for the first time in a while, we saw the price of the barrel pushing over $50 USD and it stayed there for a short time, with the price averaging around $48 for the last quarter. This is great news for an industry that is need of stability, and if certain forecasts are to be believed, we may even see the barrel climb to $60 by the end of the year. I think then the industry would breath a collective sigh of relief. For ROGTEC Magazine, it’s been a very busy quarter with the “ROGTEC on the Road” team ensuring that the magazine was represented at all the key regional events, creating additional awareness for our advertisers. We started the trip, at the Kempinski Baltschug, in central Moscow where ROGTEC was the official magazine for the 4th RDCR, Russian Drilling Roundtable, www.rdcr.net. The RCDC is without a doubt the region’s most important yearly gathering for high level drilling heads and this year’s event saw the most senior operator delegation attending to date. The drilling heads from Rosneft, Lukoil, Gazprom Neft, SPD and Novatek were amongst the many operating companies taking part, meeting and interacting with the region’s drilling giants such as BKE, Targin and Gazprom Drilling. The RDCR was an excellent platform for the development of the drilling sector and ROGTEC was proud to be the events “Official Magazine” and to distribute a copy to every attendee. ROGTEC was also main media sponsor to the Neftegaz event in April, with thousands of bonus copies distributed from our central booth, and through the ROGTEC events team, handing out copies across the venue. With Neftegaz and MIOGE now both running in consecutive years, it will be interesting to see how two major Moscow shows a year will affect exhibitors and attendances alike. Coming back to this issue with have some great award winning content heading your way. Our roundtable feature looks at the issue of brown field development, with Halliburton and Weatherford sharing their views and solutions with you.

12 ROGTEC

We have an opinion piece from Alexey Yazkov of Novatek STC looking at the challenges faced in Russia’s Engineering, Procurement and Construction Management sector and the ability of local companies to innovate and stay ahead of their global competitors. Rosneft have supplied two award winning scientific papers for your review. One looking at well candidate selection at the Krasnoleninskoe field and the other looking at the fluid flows in bottom hole formation zones of production and injection wells. Gazprom Neft are reviewing the Prilazlomnoye Field for us in this issue, discussing Russia’s first and only Arctic Shelf producing field. The knowledge and lessons learnt by Gazprom Neft will stand Russia in good stead for its future Arctic Shelf development. Looking to the autumn ROGTEC will be at the KIOGE, KAZENERGY, the SPE Moscow and Caspian and KDR events. We will also be orgainsing our own 2nd KDR, Kazakh Drilling Roundtable. The KDR is organised in association with our General Event Partner and Platinum Sponsor JSC NC KazMunayGas. A high level drilling team from KMG has already been confirmed to the event roundtables with all major services companies having either confirmed sponsorship or in the contractual stage of doing so. The KDR is going to be a fantastically well attend event with some very interesting presentations and roundtable sessions from the operators and service companies. If you are interested or selling into the Kazakh drilling market, this is a “cannot miss event” and I look forward to seeing you in Astana on Sept 16th. I hope you enjoy the summer, your holidays and time spent with family and friends. I personally am looking forward to my break and catching up with you all in the second half of the year.

Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@rogtecmagazine.com

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 13

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

Газпром нефть шельф: Проект освоения Приразломного месторождения Gazprom Neft Shelf: Prilazlomnoye Field Development Александра Савина

азработкой Приразломного месторождения в Печорском море «Газпром нефть» открыла новую страницу в истории промышленного освоения российской Арктики. О прошлом, настоящем и будущем проекта в материале.

Цена решения

Сегодня проект разработки Приразломного месторождения на шельфе Печорского моря по праву считается символом первенства России в промышленном освоении Арктики. Более 2 млн тонн добытой нефти, долгосрочные контракты с НПЗ Северо-Западной Европы, отлаженная логистика в сверхжестких арктических условиях — список достижений внушителен. Однако мало кому известно, что история Приразломного могла закончиться, так, по сути, и не начавшись, в далеком 1989 году. В ходе испытаний из скважины был получен приток нефти с запахом сероводорода, при этом максимальный дебет составил всего 80 куб. м в сутки. Результат, при котором, в принципе, достаточно логичным решением было бы прекращение работ. Однако главный геолог АМНГР Юрий Федоровский согласился с предложением Олега Заливчего провести соляно-кислотную обработку призабойной

14 ROGTEC

Aleksandra Savina

azprom Neft has added a new chapter to the history of Russian Arctic exploitation by developing the Prilazlomnoye field in the Pechora Sea. The past, present and future of the project are discussed in this piece.

Upshot of Decision

Today the Prilazlomnoye field development project, on the shelf of the Pechora Sea, is the hallmark of the Russian primacy in the Arctic exploitation - with good reason. Over 2 million tons of produced oil, long-term agreements with North West European refineries and slick logistics in an ultra-harsh Arctic environment are among the list of glittering achievements. But hardly anyone knows that the chronicle of Prilazlomnoye could have been over before it virtually began in 1989. During testing, the well produced hydrogen sulfide smelling oil while the maximum well rate was just 80 CMPD. It was a result that would basically prompt a practical decision to cease work. However, Yury Fedorovsky, Chief Geologist for AMNGR, agreed with Oleg Zalivchy’s suggestion to treat the bottomhole with acid (for the first time on the shelf) as is usually done with the Permian phosphate deposits. Following the acidizing treatment and well cleanout the project team obtained a well rate of 400 CMPD. All it took was one sound decision and the field became the number www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE зоны скважины (впервые на шельфе), как это обычно делается при работе с карбонатами пермских отложений. После проведения операции и очистки скважины команда проекта получила дебит нефти 400 куб. м в сутки. Одно правильное решение — и месторождение стало первым в Арктике, а не пополнило список перспективных, но недоразведанных. Впрочем, и тогда до символа Приразломному было еще очень далеко. В 1990-е годы проект «Приразломное», как и вся страна, переживал непростые времена — от торжественной закладки морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная» на «Севмаше» в декабре 1995 года до спуска на воду прошло долгих 15 лет. Зато дальше события разворачивались стремительно. В 2010?м «Приразломную» отбуксировали в Кольский залив для достройки на 35м судоремонтном заводе. Уже в августе 2011-го строительство платформы было завершено и она заняла свое место в Печорском море. Андрей Патрушев, заместитель генерального директора по развитию шельфовых проектов «Газпром нефти»: Реализация проекта разработки Приразломного месторождения — важный шаг на пути промышленного освоения Арктики. Очевидно, что наличие богатейшей ресурсной базы в этом регионе в будущем станет важнейшим фактором развития топливно-экономического комплекса страны. А «Газпром нефть» сегодня наглядно продемонстрировала, что добыча нефти на арктическом шельфе может быть эффективной и, самое главное, безопасной. В то же время опыт и компетенции, которые компания получает, работая на Приразломном, станут фундаментом при реализации компанией других шельфовых проектов и позволят в перспективе укрепить позицию лидера по добыче жидких углеводородов на арктическом шельфе России.

❝

❞

Межледовый период в юго-восточной части Баренцева моря не превышает 120 дней. www.rogtecmagazine.com

one in the Arctic, rather than another addition to a long list of promising but underexplored fields. Then again Prilazlomnoye was a very long step away from becoming the hallmark. In 1990’s the Prilazlomnoye Project, like the entire country, went through bad times: a long 15 years elapsed between a ceremonial keel laying of the Prilazlomnaya offshore ice-strengthened fixed platform at Sevmash in December 1995, to its launch. But then events moved rapidly. The Prilazlomnaya platform was towed to the Kola Bay for outfitting at the 35th Shipyard in 2010. Platform construction was completed as early as August 2011, and it took its position in the Pechora Sea. Andrey Patrushev, Offshore Project Deputy CEO for Gazprom Neft: Implementation of the Prilazlomnoye field development project is a significant leap towards the Arctic exploitation. Lucrative deposits of this area will apparently become a cornerstone element in the national fuel and energy sector development in the future. And today Gazprom Neft breathtakingly demonstrated that oil production on the Arctic Shelf can be efficient and, above all, safe. By the same token the experience and expertise that the company gains through Prilazlomnoye will become an underpinning for its other offshore projects and aid in entrenching its leadership in liquid hydrocarbon production on the Russian Arctic shelf over the long term.

❝

❞

The southeastern part of the Barents Sea is free from ice for 120 days a year at a maximum. For this reason the Arcticmorneftegazrazvedka (AMNGR) Production Association, engaged in the Prilazlomnoye exploration, had to accomplish a virtual tour de force. The Kolskaya floating drilling rig was to be towed to site, installed in its position, drill an over 3,000 metre deep well with its subsequent testing and suspension, and then towed back to harbor, all in less than three months. “Days really counted,” Oleg Zalivchy, who managed the well 1 testing activities at that time, recalled “The window of time till the water froze was extremely tight, the weather at sea was getting worse, and leg penetration was at its lowest limit due to the solid sand bottom.”

ROGTEC 15

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

ШЕЛЬФ ПЕЧОРСКОГО МОРЯ PECHORA SEA SHELF

122 М

Ненецкий АО / Pechora Sea shelf

19–20 М

Срок эксплуатации 35 years Lifespan

Извлекаемые запасы нефти

ЛЕТ

МЛН Т

ОК.

МЛН Т

высота от уровня моря 122 m from sea level

глубина моря около платформы 19-20 m sea depth at platform

70 m/ tons Recoverable oil reserves

На пике добычи в год Abt. 5 m/tons Oil peak rate per annum

Глины Clays Hефтенасыщенные породы Oil-saturated rock Водонасыщенные породы Water-saturated rock Плотные породы Dense rock

НЕФТ

ЕНОС

НЫЙ

ПЛАС

N MATIO G FOR EARIN -B IL O

НИЖНЕПЕРМСКИЕ-ВЕРХНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫЕ БИОКЛАСТИЧЕСКИЕ ИЗВЕСТНЯКИ LOWER PERMIAN UPPER COAL BIOCLASTIC LIMESTONES

Месторождение приразломное / Prilazlomnoye Field Поэтому производственному объединению «Арктикморнефтегазразведка» (АМНГР), которое занималось разведкой Приразломного, предстояло совершить настоящий подвиг. За неполных три месяца необходимо было доставить на площадь работ плавучую буровую установку «Кольская», установить ее на точке, пробурить скважину глубиной свыше 3 тыс. м, провести ее испытание и консервацию, после чего отбуксировать буровую на базу. «На счету был буквально каждый день, — поделился воспоминаниями Олег Заливчий, руководивший в то время работами по испытанию скважины № 1. — До подхода льдов оставалось крайне мало времени, погода в море ухудшалась, пенетрация (заглубление. — Прим. ред.) опор была минимально допустимой из-за плотного песчаного дна». Но, как выяснилось позднее, главной проблемой был не цейтнот и не риск срыва буровой. Месторождение приразломное В течение 2012 года платформу укрепили защитной щебне-каменной бермой (ее объем — свыше 45 тыс. куб. м), одновременно с этим объект проходил независимый комплексный экспрессаудит с участием специалистов таких грандов, как Kvaerner, Schlumberger, Halliburton и ЦНИИ морского флота. Целью было определение рисков для этапа пусконаладочных работ проекта, а также анализ его соответствия международным стандартам и нормативным документам Российской Федерации.

16 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE

ПЕРСПЕКТИВНАЯ ПРОТЯЖЕННОСТЬ СКВАЖИН — 200 КМ PROSPECTIVE LENGTH OF WELLS: 200 KM

Извлекаемые запасы нефти Recoverable oil reserves of abt. 70 million tons ОКОЛО

МЛН Т

Фонд скважин Well stock: 32

ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ MAJOR PROCESS SOLUTIONS Бурение скважин на платформе одним станком Exploratory wells drilled Одновременное бурение и эксплуатация скважин Simultaneous well drilling operations Все добывающие скважины оборудованы высокопроизводительными электрическими центробежными насосами (ЭЦН) All producing wells are equipped with high capacity electrical centrifugal pumps Протяженнос ть горизонтальных участков скважин в продуктивном горизонте — 1500 м Horizontal length of wells in production: 1,500 m

ШТ.

Продуктивный горизонт Horizontal Production средняя глубина залегания Average depth

2500

Скважины разведочные пробуренные Exploratory wells drilled

Схема разработки месторождения / Reservoir Management Plan По результатам аудита эксперты отметили соответствие МЛСП «Приразломная» международным стандартам. Добыча нефти на Приразломном началась в декабре 2013 года, а спустя еще пять месяцев, в апреле 2014 года, первая партия арктической нефти сорта ARCO отправилась к европейским потребителям.

Приразломная оптимизация

Приразломное — первое и пока единственное месторождение на российском шельфе Арктики, где ведется добыча нефти. В 2013–2014 годах на месторождении было добыто более 300 тыс. тонн нефти, в 2015 году эта цифра возросла более чем в 2,5 раза. Сегодня добыча ведется из трех скважин, а всего построено шесть: помимо добывающих, действуют две нагнетательных и поглощающая. К 2023 году количество скважин увеличится до 32 (19 добывающих, 12 нагнетательных, одна поглощающая). Важным этапом для «Приразломного» стал декабрь 2015 года, когда Роснедра утвердили изменения к технологической схеме проекта. Согласно документу, период стабильной добычи на Приразломном месторождении за счет повышения эффективности разработки продлен на два года (с трех до пяти лет), при этом объем добычи нефти за этот период должен увеличиться в 1,8 раза — до 23,1 млн тонн — за счет использования рационального бурения. И это www.rogtecmagazine.com

But, as it turned out later, the most significant issue was neither time pressure nor the chances of the rig being crushed by ice. In 2012 the platform was reinforced with a whole and crushed stone berm (its volume exceeds 45 thousand cubic meters) and simultaneously underwent an independently integrated quick audit involving the professionals of such heavyweights as Kvaerner, Schlumberger, Halliburton, and Marine Fleet Research Institute. The target was to identify risks for project commissioning and analyze project compliance with international standards and Russian regulations. Based on the audit the experts recognized the compliance of the Prilazlomnaya offshore ice-strengthened fixed platform with international standards. Oil production at Prilazlomnoye commenced in December 2013 and five months later, in April 2014, the first shipment of the ARCO Arctic oil went to the European consumers.

Prilazlomnoye Optimization

Prilazlomnoye is the first, and now the only, field on the Russian Arctic shelf to produce oil. It produced over 300 thousand tons of oil in 2013-2014 and the 2015 figure was over 250% of this value. Today production is from three wells while there are six wells constructed in total - two injection wells and a disposal well are in operation in addition to the producing wells. The quantity of wells will reach 32 by 2023 (19 producing wells, 12 injection wells and one disposal well).

ROGTEC 17

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

Жилой модуль

200 person living quarters

вместимость

200 ЧЕЛОВЕК

Устройства отгрузки НЕФТИ НА ТАНКЕР TANKER LOADING STRUCTURES

Волновой дефлектор Wave deﬂector Ледовый дефлектор Ice deﬂector

141 М

общая высота 141 m total height

Кессон

160,000 m3 caisson

вместимость

160 000 М

Танки хранения нефти Oil storage tanks: 12 Фонд скважин Well stock: 32 ШТ.

12 ШТУК ПЛАТФОРМА УСТАНОВЛЕНА ПРЯМО НА ДНЕ PLATFORM IS INSTALLED DIRECTLY ON SEA BOTTOM

506 000 Т вес с балластом / ton weight with ballast

Параметры платформы / Platform specification

количество должны дать 32, а не 36 скважин, как Oil-bearing formation первоначальный план. Сокращение предусматривал капитальных затрат на бурение, соответственно, позитивно скажется на общей экономике проекта. На пике актив будет давать 4,8 млн тонн нефти в год. Кроме того, обновленная технологическая схема предусматривает рост суммарного объема геологических запасов Приразломного месторождения по категориям С1 и С2 на 12 %, до 263 млн тонн, — это результат переинтерпретации сейсмических данных, утвержденных Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых. Период эксплуатации Приразломного нефтяного месторождения, соответственно, увеличен до 35 лет.

Параметры платформы

«Опыт, который мы получаем в ходе работы над Приразломным, помог нам значительно повысить эффективность разработки месторождения, — отметил генеральный директор „Газпром нефть шельфа“ Геннадий Любин. — Мы продолжим развивать первый проект по добыче нефти на российском арктическом шельфе». 4,8 млн тонн — максимальной добычи на Приразломном планируется достичь к 2023 году 2016 год был отмечен для проекта разработки Приразломного еще одним важнейшим событием — изменением транспортно-логистической схемы. Если раньше для доставки нефти с «Приразломной» в

18 ROGTEC

An important milestone for Prilazlomnoye was in December 2015 when Rosnedra (Federal Subsoil Use Agency) approved amendments to the project reservoir management plan. According to the document the stable production period of the Prilazlomnoye field was extended by two years (from three years to five years) through improved field performance, and oil production during this time should increase to 180%, up to 23.1 million tons, through streamlined drilling operations. And this capacity should be available from 32, not 36, wells as the initial plan provided for. Accordingly, cutting down drilling capital expense will have a beneficial impact on the overall project economics. The asset will produce 4.8 million tons of oil per annum at the peak. Further, the updated reservoir management plan accommodates an increase in the total in-place reserves of the Prilazlomnoye field for the C1 and C2 categories by 12% up to 263 million tons. It is brought about by re-interpretation of the seismic data, as approved by the State Reserves Commission. The life of the Prilazlomnoye oilfield has increased accordingly to 35 years. “The experience we gain working at Prilazlomnoye has promoted our field performance.” Gennady Lyubin, CEO for Gazprom Neft Shelf, noted. “We will keep on growing the first oil production project in the Russian Arctic Shelf.” 4.8 million tons, the maximum production at Prilazlomnoye, is thought to be reached by 2023. 2016 featured one more flagship event for the Prilazlomnoye field development: a change in the transport and logistics arrangements. If two www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE Роттердам использовались два челночных танкера дедвейтом по 70 тыс. тонн — «Михаил Ульянов» и «Кирилл Лавров», — то начиная с февраля сырье сначала транспортируется на танкер-накопитель «Умба» дедвейтом 300 тыс. тонн, установленный на рейде в Кольском заливе вблизи Мурманска, а уже оттуда отдельными танкерами идет в Европу. «Использование плавучего нефтехранилища „Умба“ позволило компании более гибко подходить к планированию объемов танкерных партий: укрупнить поставляемые партии сырья, оптимизировать стоимость фрахта и тем самым повысить эффективность экспорта нефти арктических сортов, — пояснил управляющий директор компании Gazprom Neft Trading GmbH Виталий Вяткин. — Размещение перевалочного комплекса в незамерзающем Кольском заливе позволило существенно повысить эффективность поставок за счет сокращения времени круговых рейсов танкеров, обеспечивающих доставку нефти с Новопортовского и Приразломного месторождений, и использования стандартного флота для отправки нефти потребителям». Сами европейские потребители приняли арктическую нефть нового сорта ARCO на ура. Основным целевым рынком для сырья с Приразломного была выбрана Северо-Западная Европа, а точнее — так называемый регион ARA (Амстердам — Роттердам — Антверпен). По информации Виталия Вяткина, выбор обусловлен в первую очередь логистической доступностью и импортозависимостью региона, а также наличием в нем заводов, специализирующихся именно на переработке тяжелых нефтей, сходных по качеству с ARCO. Действительно — нефть Приразломного месторождения отличается высокой плотностью, повышенным содержанием серы и, напротив, низким — парафина.

70,000-ton shuttle tankers, the Mikhail Ulyanov and the Kirill Lavrov, were used to deliver oil from the Prilazlomnaya platform to Rotterdam before, starting from February, crude is first hauled to a 300,000-ton storage tanker, the Umba, to a roadstead in the Kola Bay near Murmansk, and then to Europe by individual tankers. “Use of the Umba floating oil storage bolsters the company’s flexibility in scheduling tanker loads by increasing the volumes of each crude shipment and optimizing freight costs thus improving the Arctic oil export efficiency,” Vitaly Vyatkin, Managing Director for Gazprom Neft Trading GmbH, explained. “An intermediate hub location in the ice-free Kola Bay boosts shipment efficiency by slashing two-way voyage time for the tankers delivering oil from the Novoportovskoye and Prilazlomnoye fields and using standard fleet to deliver oil to consumers.” European consumers themselves received the new ARCO Arctic oil very well. The major market targeted for the Prilazlomnoye crude is North West Europe or more specifically the so-called ARA area (Amsterdam— Rotterdam—Antwerp). As Vitaly Vyatkin said, the reason for this is based mostly on transport access to, and the import reliance of, this area and its plants, which specialize in refining heavy crudes similar in properties and specification to ARCO. Indeed the Prilazlomnoye oil has high specific gravity, increased sulfur content and, in contrast, low paraffin.

В 2014–2015 годах европейские потребители получили 1,1 млн тонн нефти ARCO, весь 2016 год закрыт новым долгосрочным контрактом с одной из крупнейших европейских нефтяных компаний.

In 2014-2015 European consumers received 1.1 million tons of the ARCO oil, and the entire 2016 production is sold out under a new long term contract with one of the largest European oil companies.

Сегодня «Газпром нефть» активно работает над расширением пула покупателей нефти ARCO,

Today Gazprom Neft is aggressively striving to broaden its ARCO oil buyer pool, even more so since transport and

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 19

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

«Приразломная» Prilazlomnaya platform МУРМАНСК MURMANSK

о. Долгий Dolgy Island

60 КМ

980 КМ

РОТТЕРДАМ ROTTERDAM

МУРМАНСК MURMANSK

ВАРАНДЕЙ VARANDEY НАРЬЯН-МАР NARYAN-MAR

платформа «Приразломная» добывает нефть на российском арктическом шельфе Prilazlomnaya platform produces oil on Russian Arctic shelf челночные танкеры усиленного ледового классавывозять нефть с месторождения Ice-reinforced shuttle tankers haul oil from field ледокольные суда обеспечивают доставку грузов на платформу Ice breakers deliver goods to platform Ми-8АТМ доставляет вахтовый персонал на платформу «Приразломная» Mi-8ATM delivers rotational personnel to Prilazlomnaya platform Ан-24 доставляет вахтовый персонал на платформу «Приразломная» An-24 delivers rotational personnel to Prilazlomnaya platform

АРХАНГЕЛЬСК ARKHANGELSK

200 MILES = 340.4 KM 200 МИЛЬ = 340,4 КМ Исключительная экономическая зона Exclusive economic zone

Береговая линия Coastal line

Определение границ шельфа Shelf edge

Осадочные породы Sedentary rock Земная кора Earth’s crust

Cхема отгрузки / Loading System тем более что после корректировки транспортнологистической схемы появилась возможность поставок нового сорта в любую точку Старого света. Первой ласточкой стала отгрузка ARCO в средиземноморский регион в начале 2016 года. В перспективе география поставок арктической нефти может быть расширена за счет рынков Азиатско-Тихоокеанского региона — по Северному морскому пути.

Экологическая безопасность

На «Приразломной» применяется комплекс современных технологических решений, позволяющий максимально снизить уровень воздействия на арктическую природу. По технологии «нулевого сброса» использованный буровой раствор, шлам и другие отходы либо закачиваются в специальную поглощающую скважину, либо вывозятся на материк и утилизируются. Вода для технологических нужд забирается через специальные рыбозащитные устройства. Для снижения шумового воздействия вертолеты, доставляющие на платформу специалистов, совершают полеты над морем на комфортной для его обитателей высоте — не ниже 500 м. Кроме того, на «Приразломной» действует установка для защиты от птиц радиусом действия 3 тыс. м. Она транслирует беспокоящие и тревожащие звуки, а также аутентичные голоса хищников и техногенные шумы,

20 ROGTEC

logistics arrangements have been changed and the new oil blend can be delivered to any location in the Old World. An early sign was an ARCO shipment to the Mediterranean in early 2016. In the long run, the geographic coverage of the Arctic oil sales can grow through the Asian Pacific markets, along the Northern Sea Route.

Environmental Compliance

The Prilazlomnaya platform employs a range of cutting edge process solutions to minimize its environmental footprint on the Arctic. According to the zero emission philosophy the used drilling muds, cuttings and other waste are either injected to a special disposal well, or delivered to shore and disposed of. Process water intake is pumped through a special fish protection system. To curtail noise emission the helicopters delivering personnel to the platform fly above the sea at a minimum height of 500m for the comfort of sea dwellers. Further, the Prilazlomnaya platform has a bird protection device with a 3,000m range. It produces disturbing and annoying sounds, authentic predatory animal calls and manmade noise that prevent birds from nesting and forming permanent flocks in the protected area. Gazprom Neft Shelf specifically highlights research on the walruses living in the Prilazlomnaya platform area. The 2012-2015 research in the vicinity of Dolgy, Matveev, Golets, Bolshoy and Maly Zelenets, and Vaygach islands www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE что не позволяет птицам гнездиться и образовывать постоянные стаи на защищаемой территории. Особое внимание «Газпром нефть шельф» уделяет исследованию жизни моржей, обитающих в районе МЛСП «Приразломная». Проводившиеся в 2012–2015 годах исследования в районе островов Долгий, Матвеев, Голец, Большой и Малый Зеленцы, Вайгач не выявили значимых колебаний в миграциях и распределении морских млекопитающих в Печорском море после начала добычи нефти. Еще одна программа посвящена разведению атлантического лосося (семги) — искусственно выращенную рыбу выпускают в естественные водоемы Северного рыбохозяйственного бассейна. За 2012–2014 годы в реки Выг, Сума и Кереть выпущены 150 тыс. особей.

«Тюнинг» для платформы

Несмотря на уже достигнутую эффективность проекта, развитие «Приразломной» не останавливается, и уже в 2016 году стартует изначально интегрированный в схему освоения месторождения процесс технического перевооружения платформы. «Ввиду уникальности задач и целей, проект „Приразломное“ имел ряд неопределенностей, которые были выявлены на стадии запуска и начала эксплуатации, — уточнил Геннадий Любин. — Анализ причин возникновения и поиск ответов на новые вызовы выявил ряд рисков, требующих внесения технических изменений в проект для достижения заявленной мощности. Это стало основой для формирования задач по техперевооружению платформы». В рамках программы техперевооружения МЛСП повысится эффективность 37 систем платформы. Изменения затронут технологический, энергетический и буровой комплексы, а также комплекс механического оборудования, комплекс обеспечения жизнедеятельности и безопасности, автоматизированную систему безопасности, системы навигации, связи и телекоммуникаций. Пожалуй, ключевой проект в этом списке — www.rogtecmagazine.com

did not identify any significant fluctuation in migration and distribution of sea mammals in the Pechora Sea after the oil production started. Another undertaking is for farming Atlantic salmon: farmed fish is released into the natural water bodies of the North Fishery Basin. 150,000 fish was released into the Vyg, Suma, and Keret rivers during 2012-2014.

Platform “Pimping”

Regardless of the efficiency already achieved, the Prilazlomnoye development has not stopped, and the platform revamp initially reflected in the field development scenario will start as early as 2016. “In light of unparalleled goals and objectives, the Prilazlomnoye Project had an array of uncertainties identified at the start-up and early operation stage.” Gennady Lyubin clarified. “A gamut of risks demanding technical changes to the project in order to reach the intended capacity was brought about by analyzing causes and seeking solutions to new challenges. It became the fabric for setting the platform revamp targets.” The platform will improve the efficiency of its 37 systems as part of the revamp. Changes will affect the process, power, drilling, mechanical, life support, automatic safety, navigation, communication, and data transmission systems. Arguably, the central activity on this list is a drilling system upgrade including in particular a shift from the waterbased muds to invert-emulsion muds. It is necessary for construction of 11 directional wells over 6,000 m deep along hole with horizontal sections of up to 1,000 m, and a displacement of the well center of up to 4,000 m. “Our target is a further efficiency improvement of the production system through squeezed costs, streamlined business processes, newly implemented solutions proffered by the market.” Gennady Lyubin summarized. “This is exactly why we’re now revamping the Prilazlomnaya platform as prearranged.” Preparations for revamp have already started. Now the detailed design and operational documentation, test methods and plans, and revamp design are developed. The platform revamp is scheduled to be completed before the end of 2017.

ROGTEC 21

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ

910

КГ

ВЕС 1 M3 ПРИ 15 °С 910 KG WEIGHT OF 1 M3 AT 15⁰С

2,3 %

Подходит для глубокой переработки на заводах Северо-Западной Европы Suitable for deep conversion at North West European reﬁneries

–48 °С ТЕМПЕРАТУРА ЗАСТЫВАНИЯ -48⁰ С POUR POINT

СОДЕРЖАНИЕ СЕРЫ 2.3% SULFUR CONTENT

Низкий показатель коксового остатка Low carbon residue

API

Низкое содержание парафина Low paraﬃn content

ПЛОТНОСТЬ 24 API GRAVITY

Высокое содержание фракций для производства масел Oil of favorable composition for lubricants reﬁning

ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТИ OIL APPLICATIONS ФАРМАЦЕВТИЧЕСКАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ PHARMACEUTICAL INDUSTRY

КОСМИЧЕСКАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ SPACE INDUSTRY

модернизация бурового комплекса, включающая, в частности, переход с буровых растворов на водной основе на инвертно-эмульсионный буровой раствор. Это необходимо для строительства 11 наклонно направленных скважин глубиной более 6 тыс. м по стволу, с горизонтальными участками до 1 тыс. м и со смещением от центра скважин до 4 тыс. м. «Наша задача — дальнейшее повышение эффективности добывающего комплекса за счет оптимизации затрат и бизнес-процессов, внедрения новых решений, предлагаемых рынком, — резюмировал Геннадий Любин. — Именно для этого мы и проводим плановое техперевооружение «Приразломной». Подготовка к модернизации уже началась: сейчас ведется разработка рабочей и эксплуатационной документации, программы и методик испытаний, проекта организации технического перевооружения. Завершить техперевооружение платформы планируется до конца 2017 года. Еще одно важное направление развития проекта — совершенствование береговой инфраструктуры. Уже на лето нынешнего года запланирован ввод в эксплуатацию второй и третьей очередей вахтового поселка Варандей, который станет надежной базой для работающих на платформе вахтовиков. А в конце 2017-го должен заработать ведомственный вертодром «Газпром нефть шельфа». К 2022 году на месторождении должен быть закончен процесс бурения последней, 32?й скважины, что выведет в

22 ROGTEC

ДОРОЖНОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО HIGHWAY CONSTRUCTION

ШИННОЕ ПРОИЗВОДСТВО RUBBER TIRE MANUFACTURING

ХИМИЧЕСКАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ CHEMICAL INDUSTRY

Another important route of project development is shore infrastructure improvement. This summer the second and third phases of the Varandey camp are scheduled to be commissioned and will become a safe harbor for the rotational personnel of the platform. The private Gazprom Neft Shelf heliport will start its operation in late 2017. Drilling of the last 32d well at the field should be completed by 2022 that will push the field production to its peak of 4.8 million tons and become a key piece in the Gazprom Neft strategic goal to maintain production at 100 million TOE by 2025.

Industrial Safety

The Prilazlomnaya platform is designed so that it ensures maximum safety of oil production. The platform is intended for maximum ice loads and capable of withstanding a straight line impact of a ten meter wave. The Prilazlomnaya platform is protected from such impacts with a special 16.4 m high structure, the deflector, made of high strength steel. The drilling rig at the Prilazlomnaya platform is securely sheltered from external effects, supports drilling in any weather and even withstands a wind load of 51 m/s (a hurricane on the Beaufort scale). Since sea depth in way of the platform is shallow, only 20m, the Prilazlomnaya platform is installed directly on the sea bottom with all the wells drilled within it. This way, the platform base (caisson) is a cushion between the well and the sea. The safety factor of the platform base exceeds existing loads by a multifold. It can even resist a straight line torpedo attack. www.rogtecmagazine.com

OFFSHORE 2023 году месторождение на пик добычи в 4,8 млн тонн и сделает его важным звеном достижения стратегической цели «Газпром нефти» — сохранить добычу на уровне 100 млн т.н.э. к 2025 году.

Промышленная безопасность

МЛСП «Приразломная» сконструирована так, чтобы обеспечить максимальную безопасность нефтедобычи. Платформа рассчитана на максимальные ледовые нагрузки и способна выдержать прямой удар десятиметровой волны. От подобных воздействий «Приразломную» защищает специальная конструкция высотой 16,4 м — дефлектор, изготовленный из высокопрочной стали. Буровая вышка на МЛСП «Приразломная» надежно защищена от внешнего воздействия, что позволяет вести бурение в любую погоду и даже выдерживать ветровую нагрузку в 51 м / с (ураган по шкале Бофорта).

The caisson walls are made of a layer of 4 cm clad steel for better corrosion and abrasion performance, with a three meter space between them filled with ultra high strength concrete. A special paint and cathodic and anodic protection are used for shielding them from high humidity and aggressive marine environment. For extra safety the wells have special equipment to reliably prevent oil from spilling out at a depth in case of emergency. The oil storage tanks use the wet oil storage approach: they are always filled with either oil or water that eliminates any potential of explosive atmosphere. Oil loading from special systems begins only when 30 pre-requisites are present simultaneously. The tanker oil transfer line is equipped with an emergency shut-down system that can stop loading as quickly as within 7 seconds, if required. The platform status monitoring is provided round the clock by a special system of transmitters that instantly respond to any changes in its operation.

Поскольку глубина моря в районе платформы небольшая — всего 20 м, — «Приразломная» установлена непосредственно на дне моря, а все скважины бурятся внутри нее. Таким образом, основание платформы (кессон) одновременно является буфером между скважиной и открытым морем. Запас прочности основания платформы многократно превосходит реально существующие нагрузки — оно способно выдержать даже прямой торпедный удар. Для большей устойчивости к коррозии и износу стены кессона выполнены из слоя плакированной стали толщиной в 4 см, трехметровое пространство между ними заполнено сверхпрочным бетоном. Для защиты от высокой влажности и агрессивной морской среды используется специальное лакокрасочное покрытие и системы катодной и анодной защиты. Для дополнительной безопасности на скважинах установлено специальное оборудование, способное на глубине надежно перекрыть подъем нефти в случае необходимости. В танках-нефтехранилищах применяется «мокрый» способ хранения нефти — они всегда заполнены либо нефтью, либо водой, что исключает риск образования взрывоопасной среды. Отгрузка нефти со специальных комплексов начинается только при единовременном соблюдении 30 необходимых условий. Линия по перекачке нефти на танкер оборудована системой аварийной остановки и закрытия, которая в случае необходимости позволяет остановить отгрузку максимум за семь секунд. Круглосуточный контроль состояния МЛСП обеспечивает специальная система датчиков, мгновенно реагирующих на изменения в ее работе. www.rogtecmagazine.com

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

ROGTEC 23

КРУГЛЫЙ СТОЛ

Технология за Круглым Столом: Зрелые месторождения Technology Roundtable: Brownfield Development

Юрий Наумов «Везерфорд»

Кен Атере Halliburton

Лео Саяведра Halliburton

Yury Naumov Weatherford

Ken Atere Halliburton

Leo Sayavedra Halliburton

1. По сравнению с общим объёмом работ в России, насколько сегодня важна разработка зрелых месторождений? «Везерфорд»: Большинство месторождений в России – зрелые и выработанные; они находятся на заключительной стадии разработки и характеризуются существенной обводненностью. Однако именно на таких месторождениях добывается большая часть российской нефти. При падении цен на нефть и последующем сокращении инвестиций в разработку новых месторождений, таких как морские и арктические, разработка объектов, находящихся на поздней стадии эксплуатации, приобретает все большую важность, поскольку именно такие месторождения могут поддержать темпы добычи на прежнем уровне без значительных затрат. Halliburton: Крайне важна. В России находится самое большое количество зрелых месторождений

24 ROGTEC

1. In comparison to the total activity in Russia, how important is brownfield development at the moment? Weatherford: The majority of Russia’s oilfields are brownfields with high water cut. Nevertheless, these assets are responsible for most of the local oil production. With the decline in oil prices and subsequent decline in the exploration of new fields — such as offshore and Arctic areas — brownfield exploration is increasingly important as these assets can maintain production rates without large investment. Halliburton: Extremely important. Russia represents one of the largest brownfield environments in the world with 80% of the country’s reserves in these fields resulting in 62% of total production. A 2013 IEA World Energy outlook report reiterated this importance, suggesting that the potential for Russia oil production to stay above 10 mmbpd will largely depend on its success in raising recovery rates from brownfields, www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE в мире — на них приходится 80 % запасов, а добыча составляет 62 % от общего количества. В докладе Международного энергетического агентства «Перспективы развития мировой энергетики» за 2013 г. подчеркивалась важность этого аспекта, а также то, что возможность России удерживать добычу нефти на уровне выше 10 млн баррелей в сутки в значительной степени будет зависеть от того, насколько успешным будет увеличение нефтеотдачи на зрелых месторождениях. При текущей тенденции падения этого показателя на 2 % к 2021 году добыча в России может упасть до 6 млн баррелей в сутки. 2. В каких ключевых проектах вы сейчас участвуете? «Везерфорд»: Подразделение Weatherford в России принимает участие в проектах разработки 2016 «Везерфорд», все права защищены всех крупных зрелых 2016 Weatherford Rights Reserved месторождений, реализуемых крупнейшими операторами. Кроме того, мы вовлечены в подготовку проектов разработки месторождений, цель которых – восстановление или стабилизация добычи с месторождений на поздней стадии, большая часть которых, как известно, расположена в Западной Сибири и южных нефтедобывающих районах России. Ключевыми в этих регионах для нашей компании стали проекты по разработке пластов юрского и мелового периодов. В рамках создания комплексных проектов по разработке (FDP), наряду с авторскими методиками по оценке и моделированию пласта, мы используем собственные технологические решения по оптимизации добычи, такие как влагомеры Red Eye® и программное обеспечение OmniWell® для мониторинга добычи и пласта. Halliburton: Учитывая, что в настоящее время компания Halliburton обладает одним из самых широких в отрасли спектров технологических решений и опытом работы на зрелых месторождениях, российские добывающие компании активно сотрудничают с нами, чтобы полностью раскрыть потенциал своих зрелых месторождений в Западной Сибири и в Башкирии. www.rogtecmagazine.com

which at a current decline rate of 2% could see total Russia output fall to 6mmpd by 2021. 2. What are the key projects which you are currently involved in? Weatherford: Weatherford Russia has participated in all major brownfield projects performed by the largest operators. We are also naturally involved in the FDP, focusing on the rejuvenation of older fields or production stability at brownfields, most of which, as you know, are located in West Siberia and southern oil-producing Russian regions. The key projects for us within these regions are campaigns in the Jurassic and Cretaceous formations. As part of FDP we have deployed, along with proprietary formation evaluation and modeling methods, production optimization tools including Red Eye® water-cut meters and OmniWell® production and reservoir monitoring solutions. Halliburton: Given the fact that Halliburton offers one of industry’s broadest spectrum of technology solutions and experience in brownfield development, Russian operators are actively engaging us to realize the full potential of their mature fields on projects in West Siberia and Bashkiria. 3. Could you describe the potential strategies an operator should employ when looking at brownfield development? Weatherford: One conventional approach to efficient brownfield exploration is using established waterflood patterns to inform reservoir management. This process is based on identification of elements or blocks, subsequent monitoring of key parameters in each of them (production index, WOR, ORF, etc.) and well intervention operations in production and injection wells. This lengthy and laborintensive process can be optimized using analytical methods. It should also be automated through the Well Actions Selection process, an automated system of well intervention method selection – part of our Reservoir Solutions kit, which focuses on increasing production rates per well and overall recovery. A more extreme strategy would be to shut off certain reservoirs or

ROGTEC 25

КРУГЛЫЙ СТОЛ 3. Можете ли вы описать потенциальные стратегии, которые должен использовать оператор при планировании разработки зрелых месторождений? «Везерфорд»: Уже традиционным подходом к эффективной разработке зрелых месторождений является управление разработкой на уровне элементов системы заводнения. В основе, как известно, лежит выделение элементов или блоков с последующим мониторингом основных характеристик в каждом блоке (уровень добычи, ВНФ, КИН и др.) и выработкой мероприятий на добывающем и нагнетательном фонде. Этот длительный и трудоемкий процесс можно оптимизировать с помощью аналитических методов. Кроме того, его можно и нужно автоматизировать. Например, используя автоматизированную систему поиска и выбора ГТМ (Well Actions Selection process), часть нашего комплекса Решений для пласта-коллектора (Reservoir Solutions), предназначенного для повышения дебита каждой из скважин и оптимизации общей нефтеотдачи. А редко используемой можно назвать стратегию изоляции отдельных пластов и даже вывода из эксплуатации целых месторождений, что в итоге позволяет повысить общую эффективность работы объектов компании-оператора. Наиболее прогрессивные компании сегодня уже активно применяют данный подход. В идеале при планировании разработки зрелых месторождений необходимо осуществлять контроль за обводненностью в режиме реального времени, подбирать оптимальное оборудование механизированной добычи для уменьшения простоя скважины, внедрять интегрированные системы управления и автоматизации для постоянного контроля происходящих в скважине процессов и оптимизации работы скважин. Все это позволит принимать своевременные решения на основе объективной информации, полученной из скважины. И наконец, при планировании разработки месторождения на поздней стадии важно сокращать операционные затраты: для экономии электроэнергии применять энергосберегающие технологии, увеличивать межремонтный период скважин, поддерживать темпы добычи за счет применения нестандартного оборудования и программ, а также сотрудничать с сервисными компаниями с целью поиска оптимальных решений для каждой конкретной скважины. Halliburton: Это должны быть комплексные решения, позволяющие оптимально и своевременно восстанавливать работоспособность месторождения. Такие решения, как правило, включают в себя:

26 ROGTEC

even shut-down the entire fields to increase the overall efficiency of the operator’s assets. The most advanced companies have been actively using this approach. Ideally, when planning brownfield exploration, the operator should control water-cut using a permanent and real-time method, select optimal artificial-lift equipment for wells with high downtime and implement integrated control and automation systems to regularly monitor wells and improve performance. This approach will produce data that can be analyzed to make timely and appropriate decisions. Finally, every company exploring brownfields is strongly interested in reducing operating costs. Some ways to control costs include conserving energy, prolonging workover intervals, sustaining production rates using non-conventional equipment and software, and collaborating with service companies to find the best solution for each well. Halliburton: A comprehensive solution strategy involves the optimal application of revitalization options in a timely manner. These options for a solution strategy include: • Looking for well-centric production improvements through Immediate Impact Interventions “Well-centric Productivity” • Generating field-centric Optimized Reservoir Management through the application of improved oil recovery (IOR) techniques (a combination of waterflood and pressure maintenance techniques coupled with increased reservoir contact techniques through infill drilling or additional fracturing/stimulation.) As well as Enhanced Oil Recovery (EOR) techniques: increasing oil mobility through injecting combinations of alkalis, surfactants or polymers - “Field-centric Productivity” • Detecting and exploiting New Pay Zones through enhanced re-evaluation of subsurface logs or through additional logging programs - “Additional Reserves” • Halliburton’s approach for developing potential strategies includes: o Assess current asset state by reviewing • Hydrocarbons in place • Production analysis, recovery factors • Wellbore conditions, facilities capacity o Address near term production issues • Immediate impact, quick win opportunities • Facilities de-bottlenecking and other surface facility improvements o Identify new pay opportunities • Stranded behind pipe • From previously undetected new fault blocks o Look for improved recovery opportunities • Implementing improved reservoir surveillance and management techniques • Improving production management and recovery www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

НАРУШЕНИЕ ЦЕЛОСТНОСТИ СКВАЖИНЫ ВЕДЕТ К ПОТЕРЯМ ВРЕМЕНИ И ЗАТРАТАМ? Смола WellLock® может быть изготовлена без содержания твердой фазы, что устраняет риск закупоривания пласта при РИР, позволяя цементу проникать в самые мелкие трещины, приводящие к ухудшению целостности скважины. Кроме того, отсутствует неблагоприятная реакция при контакте с водными составами, что дает возможность вытеснения цементом или смешивания с цементом. В результате смола WellLock успешно применяется для восстановления целостности скважин, которые

ранее не удавалось ремонтировать традиционными методами.

halliburton.ru/services/cmt

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 27

КРУГЛЫЙ СТОЛ • внутрискважинные работы с непосредственным through better pressure maintenance techniques результатом — «Нацеленность на продуктивность • Look for opportunities to implement IOR/EOR скважины»; o Build a field re-development plan that includes • оптимизированное управление коллектором • Prioritized list of immediate impact interventions посредством применения методов увеличения • Screened and ranked IOR and/or EOR techniques продуктивности (сочетание закачки воды и which could include combinations of infill drilling, поддержания пластового давления с максимальным flooding or artificial lift programs увеличением площади контакта • Delineated opportunities to exploit new pay с коллектором путем уплотнения 2016 Halliburton, все права защищены сетки скважин или проведения 2016 Halliburton Rights Reserved дополнительных гидроразрывов/ интенсификации), а также методов повышения нефтеотдачи: увеличение подвижности нефти посредством закачки щелочных, полимерных смесей или ПАВ — «Нацеленность на продуктивность месторождения»; • обнаружение и разработка новых продуктивных зон за счет тщательного пересмотра каротажных данных или дополнительных программ геофизических исследований — «Дополнительные запасы». • Подход компании Halliburton к разработке потенциальных стратегий подразумевает следующее: o Оценку текущего состояния актива с учетом: • геологических запасов углеводородов; • анализа добычи, коэффициентов извлечения; • скважинных условий, пропускной способности инфраструктуры. o Решение вопросов добычи в краткосрочной перспективе: • немедленный эффект, быстрый результат; • решение вопросов перегрузки инфраструктуры и прочие возможности оптимизации работы промысловых объектов. o Определение новых залежей: • разбуренные, но не извлеченные запасы; • ранее не обнаруженные новые тектонически экранированные залежи. o Поиск возможностей повышения извлечения углеводородов: • применение эффективных методов контроля параметров пласта и управления разработкой; • оптимизация управления добычей и извлечения запасов за счет применения более эффективных методов поддержания пластового давления; • поиск возможностей применения методов увеличения продуктивности/повышения нефтеотдачи. o Подготовку плана доразработки месторождения, включающего: • приоритетную очередность внутрискважинных работ с непосредственным результатом;

28 ROGTEC

4. What impact does the region’s legacy data have on brownfield development? Weatherford: Every region has unique features, such as climate and deposits, that should be considered when selecting and designing equipment, methods, and approaches. Legacy data enables better understanding of regional assets and helps to inform the exploration strategy. Lack of information, on the other hand, leads to improper lift selection and equipment failures. Weatherford uses not only regional data, but also global data to find similar projects and environments. Regardless of geography, our experience in fields across the globe helps us to analyze projects and provide our clients with the best possible solutions for future jobs with similar features. Proper understanding of a particular reservoir is based on production performance, lifting costs, reservoir properties, production logging data, etc. The data recorded while performing each operation will enrich the region’s legacy data and make it more valuable for future projects. Halliburton: The more reliable the legacy data, the quicker the diagnostics of reservoir and well performance, which may result in solid leads regarding optimal development options. Even if the data is not good, we can still conduct some well level screening exercises and diagnostics just by www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE • •

отбор и ранжирование методов увеличения продуктивности и (или) повышения нефтеотдачи, которые могут включать в себя программы уплотняющего бурения, заводнения или перевода на механизированный способ добычи; определение возможности разработки новых продуктивных зон.

4. Какое влияние оказывают существующие данные о регионе на разработку зрелых месторождений?

using a very basic data suite. Accurate fluid rates are important of course. Another point is this: legacy data does not need to remain legacy data. There are several possible things we can do with new data acquisition – particularly running some logs to identify bypassed or new pay zones and some well integrity logs. 5. Multi-disciplinary teams are needed to fully understand the challenges and needs for a brownfield development. Do the operators have such teams available and how can you work with and augment these teams?

«Везерфорд»: В каждом регионе есть свои особые условия (как климатические, так и связанные непосредственно с 2016 «Везерфорд», все права защищены 2016 Weatherford Rights Reserved особенностями месторождений), которые необходимо учитывать при подборе и проектировании оборудования и выборе методов эксплуатации месторождения. Региональные данные позволяют понять особенности региональных объектов и определить стратегию разработки месторождения. Отсутствие данных, напротив, приводит к ошибкам в подборе оборудования и методов добычи. Weatherford использует не только региональные данные, но и базу проектов, выполненных компанией по всему миру, с целью поиска аналогов работ и условий их выполнения. Вне зависимости от региона ранее полученный опыт позволяет анализировать выполненные работы и предлагать нашим заказчикам оптимальные решения для проектов со схожими характеристиками. Понимание характеристик конкретного пластаколлектора опирается на комплекс данных о добыче, ее рентабельности, ФЕС пласта, ПГИ и др. Информация, получаемая при выполнении любых операций, пополняет копилку данных региона и повышает ее ценность для реализации будущих проектов. Halliburton: Чем выше надежность накопленных данных, тем быстрее можно выполнить диагностику продуктивности коллектора и скважины и получить полезную информацию относительно оптимальных вариантов разработки. Даже при низком качестве данных мы можем провести исследование требуемого уровня воздействия и диагностику на основании базового www.rogtecmagazine.com

Weatherford: Globally, there has been a trend toward using multi-disciplinary teams as the exploration process has become increasingly complicated. Depending on its size and business model, the operator may have its own multi-disciplinary team, or may contract these services. The “co-project” or collaborative model is the most efficient way to share experience among experts at both organizations. Generally, operating companies have all the required data about their assets, including information about past issues encountered in that field. Service companies have highly-skilled personnel with a great amount of experience implementing similar programs in different fields. Service companies focus on specific concerns while the operator focuses on day-to-day operations. Finally, some large service companies have research and development centers, labs, and other resources that can help the team find the optimal way of approaching each task.

ROGTEC 29

КРУГЛЫЙ СТОЛ набора исходных данных. Безусловно, большое значение при этом имеют точные данные по дебитам. Необходимо понимать, что к накопленным данным относится не только информация, собранная ранее. Сегодня получить необходимые сведения можно несколькими способами, в частности в ходе проведения геофизических исследований, направленных на обнаружение углеводородов, оставшихся в пласте, или новых продуктивных зон, а также ГИС с целью определения целостности скважины. 5. Чтобы полностью понять проблемы и задачи разработки зрелых месторождений, необходимы группы, состоящие из специалистов в разных областях. Есть ли у операторов такие группы специалистов и как можно работать с такими группами, укреплять их? «Везерфорд»: Создание групп из специалистов смежных областей приобретает все большую популярность во всем мире, поскольку процесс разработки месторождения становится всё более и более сложным. В зависимости от размера компании и стратегии её развития оператор может иметь собственную команду специалистов разных дисциплин или может нанимать экспертов для реализации конкретных проектов. Совместные проекты, или модель взаимодействия, являются наиболее эффективным способом обмена опытом между специалистами компаний-операторов и сервисных организаций. У операторов, как правило, есть полная картина состояния активов, в том числе и данные о сложностях, с которыми они сталкиваются при разработке месторождений. А у сервисных компаний есть выбор экспертов, имеющих опыт реализации проектов и применения различных методов и технологий на разных объектах. Сервисные компании специализируются на решении задач особой сложности, а операторы больше сосредоточены на текущей деятельности. Кроме того, некоторые крупные сервисные компании имеют собственные центры НИОКР, лаборатории и прочие ресурсы, которые помогают им найти оптимальные решения при реализации конкретных задач. Halliburton: В большинстве добывающих компаний созданы функциональные группы, работающие по таким направлениям, как геология, геофизика, петрофизика, разработка месторождений, бурение, заканчивание и технологии добычи. Основная цель

30 ROGTEC

Halliburton: Most operators possess functional teams in the areas of geology, geophysics, petrophysics, reservoir, drilling, completions and production engineering that routinely look at mature field improvements. However, these teams may not always have access to the latest technologies or visibility to the latest production and recovery enhancement techniques from analogous field around the globe. The collaboration between Halliburton and operators that works in this instance is for operators to bring their intimate knowledge of their wells and field attributes and for Halliburton to bring new technology and a global experience that can be applied for maximum return. Therefore, it is important to ensure close collaboration between Halliburton and the customer to enable knowledge transfer. Halliburton can collaborate with a customer’s in-house, asset team to provide comprehensive and innovative solutions or manage an entire asset revitalization project end-to-end via our group of 650 industry-leading project managers. 6. What are the key technologies you offer for brownfield development? Weatherford: Weatherford has developed a number of methods, systems, and approaches especially for brownfield development. Our experience in Russia, the North Sea, North and Latin Americas, Africa, and Asia-Pacific has been combined into our Reservoir Solutions portfolio: a set of engineered approaches and technologies, including software that can be easily adapted to a specific field or reservoir. The key components include equipment that can allocate bypassed reserves, automatically select well actions, and plan targeted evaluations. Depending on the objective, the solution may include developing distinct drilling, completion and production solutions, or taking an integrated approach using one of our Advisor Solutions. Another feature of the Weatherford Reservoir Solutions portfolio is management of the economic aspects of an asset, including single-well or FDP optimization programs. The software calculates an economically optimal solution based on current oil price, available technologies, infrastructure capabilities, and the client’s macro- and microeconomic scenario. For production optimization in brownfields, we offer downhole monitoring systems, integrated systems for asset management (including i-DO® intelligent daily operations software), Alpha VSRD multiphase flowmeters, artificial lift systems with algorithmoptimized repair intervals, and LOWIS™ software. For evaluation of field potential and development planning, www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE всех этих групп — повышение эффективности разработки зрелых месторождений. При этом они не всегда имеют доступ к новейшим технологиям и не всегда могут познакомиться с самыми современными методами повышения нефтеотдачи и извлечения углеводородов, применяемыми на аналогичных месторождениях во всем мире. Добиться максимально эффективного сотрудничества можно, объединив накопленные добывающими компаниями знания условий скважин и месторождений с новыми технологиями и глобальным опытом Halliburton. В этой связи наибольшую важность приобретает тесное взаимодействие Halliburton и заказчика. Компания Halliburton может сотрудничать со специалистами заказчика, занимающимися управлением активами, чтобы предоставить комплексные и инновационные решения, либо управлять всем проектом по восстановлению эксплуатации актива под ключ, привлекая нашу группу, которая состоит из 650 ведущих отраслевых экспертов и руководителей проектов. 6. Какие главные технологии вы предлагаете для разработки зрелых месторождений? «Везерфорд»: У компании Weatherford есть целый ряд методов и систем, предназначенных специально для разработки зрелых месторождений. В нашем портфолио услуг для оценки свойств пласта сочетается опыт, приобретённый в России, на Северном море, в Северной и Южной Америке, в Африке и Азиатско-Тихоокеанском регионе: это методы и технологии проектирования, включая программное обеспечение, которые легко могут быть адаптированы под конкретное месторождение или пласт. В этот перечень входит и оборудование, которое можно использовать для выявления запасов, которые ранее извлечь не удавалось, автоматического выбора скважинных мероприятий и планирования оценки конкретных свойств пласта. В зависимости от поставленной цели компания может предложить разработку определённых решений по бурению, заканчиванию и добыче или задействует интегрированный подход с использованием комплекса консультационных услуг Advisor Solutions. Ещё одной особенностью услуг компании Weatherford по разработке решений является работа с экономическими показателями актива, включая проект повышения эффективности эксплуатации одной скважины или разработки всего месторождения. С помощью программного обеспечения можно получить оптимальное решение www.rogtecmagazine.com

we offer such internationally acclaimed products as WellFlo® and PanSystem®. Our production equipment includes energy-saving, long-stroke pumping units; continuous-rod-lift with long runtime between repair intervals; and progressive cavity and hydraulic pumps for wells with complex downhole conditions. These products have proven their value and efficiency in thousands of wells throughout the world. Finally, we offer comprehensive remediation and intervention services, as well as rental drilling and fishing equipment. When applied in brownfields, these tools and services can help get old wells back into operation safely, quickly, and profitably. Halliburton: Halliburton offers the industry’s broadest spectrum of technologies for brownfield development. Our brownfield tool box includes 32 technologies ranging from reservoir modelling tools such as: • Landmark’s Nexus® Simulator from DecisionSpace Nexus® Suite– reservoir simulation software that can model oil and gas production from the reservoir pore space through the surface facilities to the point of sale DecisionSpace – integrated environment included applications and information management solutions • Shortens cycle time by creating and dynamically updating detailed subsurface models of your asset TMD-3D™ and RMT Elite • Cased Hole Logging and Formation Evaluation tools; • To conformance technologies such as H2Zero™ and Foam2Zero™ • To Stimulation technologies such as AccessFrac® and Frac of the Future™ AccessFrac® RF is a multi-zone re-frac method utilizing optimized pumping modes and diverting fluids to isolate proppant stages placed in each interval, for better isolation in all well designs and completion systems. • To Infill and multilateral technologies such as FlexRite® Multilateral Completion System and GeoSteering ADR™ Azimuthal Deep Resistivity Sensor; ADR™ Azimuthal Deep Resistivity Sensor enables a new level of formation evaluation. It is an excellent solution to optimize well placement, maximize production rates and increase the reservoir service life. ADR™ combines a deep reading geosteering sensor and a conventional multi-frequency compensated resistivity sensor. The ADR™ sensor is capable of measuring more than 2000 unique values for precise wellbore placement and for more accurate petrophysical analysis. • To waterflood injection programs.

ROGTEC 31

КРУГЛЫЙ СТОЛ с учётом цен на нефть, имеющихся технологий, возможностей инфраструктуры и макро- и микроэкономических сценариев заказчика. Так, для оптимизации добычи на зрелых месторождениях мы предлагаем системы внутрискважинного мониторинга, системы интегрированного управления активами (интеллектуальные месторождения на базе платформы i-DO®), системы безсепарационного измерения параметров потока (Alpha VSRD), системы механизированной добычи с увеличенным за счет алгоритмов оптимизации межремонтным интервалом, а также программное обеспечение LOWIS™. Для оценки потенциала и планирования его освоения у нас имеются такие всемирно известные и хорошо зарекомендовавшие себя продукты как WellFlo® и PanSystem®. Наше оборудование для добычи включает энергосберегающие длинноходовые станкикачалки, непрерывные насосные штанги с увеличенным межремонтным периодом, а также гидроструйные и винтовые насосы для скважин со сложными условиями. Все указанные виды оборудования доказали свою эффективность уже в тысячах скважин по всему миру. Кроме того, мы занимаемся ликвидацией аварий и проведением внутрискважинных работ, а также предоставляем в аренду ловильное и буровое оборудование. При использовании на зрелых месторождениях наше оборудование и предлагаемые услуги помогут вернуть скважину к жизни безопасно, оперативно и выгодно для заказчика. Halliburton: Компания Halliburton предлагает самый широкий в отрасли спектр решений для разработки зрелых месторождений — 32 технологии: средства моделирования коллектора, например: • Nexus® и DecisionSpace® от Landmark. Nexus® Suite – ПО для моделирования резервуара, которое может моделировать добычу от отдельной залежи до наземной инфраструктуры и точки продажи продукта

32 ROGTEC

7. What are the optimal techniques for an operator to implement to understand how a reservoir has changed and evolved during production, in order to enhance recovery? Weatherford: The most widely used instrument for this purpose is detailed geo- and hydro-modeling, combined with data from downhole logging. These models rely on accurate, reliable measurement of oil and water production as well as detailed core and PVT analyses (Weatherford Labs successfully perform such investigations). Another key technique is downhole data acquisition, including measurements of temperature, pressure, and fluid phases. This can be aided by the installation of appropriate sondes and receiving gauges, and by applying data monitoring and interpretation systems.

We should not forget about analytical methods and Proxi-models. They are especially relevant for tail assets and marginal profitability wells. Weatherford has a proprietary method based on unique approach to lowmargin and unprofitable assets which enables rejuvenation of many wells. Halliburton: One of the most important elements to determine the overall reservoir’s evolution is the bottomhole pressure. Halliburton offers a number of sophisticated tools, in addition to worldwide, real-time data management capabilities, that measure and interpret well performance parameters such as bottom-hole pressure build and drawdown and turn that data into actionable information to enhance the performance of mature assets. A robust and accurately history matched reservoir model is also extremely important. Through the use of the model, www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

DecisionSpace – интегрированная среда, включающая набор приложений и решений для управления данными, позволяющая сокращать рабочие циклы путем создания и динамического обновления моделей месторождения.

we are able to tell which areas of the reservoir are drained, what the production mechanisms are, and where are the target areas with enough remaining oil saturation for improved or enhanced recovery.

• Инструменты каротажа обсаженных скважин и оценки пласта TMD-3D™ и RMT Elite; • Технологии охвата заводнением, такие как H2Zero™ и Foam2Zero™; • Технологии интенсификации притока, например AccessFrac® и Frac of the Future™;

8. Could you describe the general state of the wells found within Russia’s brownfields? How does this then effect the workover programs?

AccessFrac® RF - это метод повторного многократного поинтервального ГРП, в котором используются оптимизированные графики закачки и отклоняющие буферные растворы для разобщения нескольких циклов проппанта, размещаемых в каждом интервале, для улучшения разделения во всех типах конструкции скважины и систем заканчивания. • Технологии уплотняющего бурения и бурения многоствольных скважин, например система многоствольного заканчивания FlexRite® и азимутальный датчик сопротивления GeoSteering ADR™ Азимутальный зонд дальнего диапазона измерения удельного сопротивления ADR™ поднимает на новый уровень возможность оценки пласта. Он является прекрасным решением для оптимизации проводки траектории скважины, максимального повышения добычи и продления срока эксплуатации пласта. Зонд ADR сочетает в себе датчик направленного бурения дальнего радиуса с традиционным мультичастотным компенсированным датчиком удельного сопротивления. Этот зонд один может выполнить более 2000 уникальных измерений для точной проводки скважины и более точного петрофизического анализа. www.rogtecmagazine.com

Weatherford: At least one in every three wells in Russian brownfields has been plugged and abandoned because of low productivity and profitability. Casing leaks and poor cementation present additional complications in high water-cut production wells at Russian fields. This causes complications during workover programs. Servicing and remediating these wells requires significant capital investment on the part of the operator. As of now, the primary intervention technologies used in these old Russian wells are re-entry services and fracturing. They are generally used after appropriate adaptation to the region’s current conditions, infrastructure and dynamic economic parameters. In Volga-Ural, for example, two basic solutions have been implemented for water shutoff: cement slurries and a combination of fluids including water, oil, micellar fluids, etc. Halliburton: Older wells drilled 20-30 years ago tend to be poor shape, which makes any intervention and workover operations expensive and risky. Halliburton has developed the industry’s most advanced coiled-tubing and wirelinedeployed intervention solutions, fiber-optic monitoring and highly cost-effective electric and slickline interventions with associated video monitoring, which allows intervention operations to be carried out safely without requiring a high-cost rig.

ROGTEC 33

КРУГЛЫЙ СТОЛ • Программы нагнетательных скважин для заводнения. 7. Каковы оптимальные методы, которые может использовать оператор для понимания изменений в пласте в процессе добычи, чтобы увеличить нефтеотдачу? «Везерфорд»: Наиболее широко для этой цели используется гео- и гидромоделирование, выполняемое с использованием данных промыслово-геофизических исследований. Построение моделей осуществляется на основании точных измерений количества воды и нефти по скважинам, а также данных исследования керна и PVT-анализа (такие исследования успешно проводятся в лабораториях Weatherford Labs). Еще одним важным методом является сбор скважинных данных, таких как давление, температура и фазовые состояния флюидов. Этого можно достичь установкой соответствующих зондов и датчиков или же целой системы мониторинга с передачей данных. При этом не следует забывать об аналитических методах анализа и Proxi-моделях. Такие подходы особенно актуальны на «хвостовых» активах, а также на скважинах с пограничной рентабельностью. У компании Weatherford есть методика, основанная на авторских подходах к работе с низкорентабельными и не рентабельными активами, позволяющая возвратить к жизни многие скважины.

9. How should an operator identify and target previously missed or ignored deposits within a field? Weatherford: An operator can identify and target missed deposits with detailed investigations and estimation of exploration efficiency. There are various approaches for localization remaining mobile oil reserves/sweet spots such as quasi-2D hydro models – Weatherford analytical model, classic 3D hydromodels and others. All these techniques are based on MatBal and basic laws of fluid mechanics. An integrated approach that applies reservoir model adaptation at the base of exploration data can be provided by reliable Weatherford software such as ReO®, WellFLo®, ReO Forecast and Production AdvisorSM. Halliburton: Neutron logging data from TMD-3D™ and RMT-Elite™ tools are compared with the original openhole logging data or the previous surveillance survey (timelapse logging). The data from pulsed-neutron surveillance logging are integrated in a dynamic reservoir model along with other subsurface data, including 4D seismic, additional openhole logs from new wells, production data, and injection data. These results provide a better understanding of fluid changes within the reservoirs under the influence of compaction, water injection and aquifer movement and the location of bypassed pay zones.

Halliburton: Один из наиболее важных параметров процесса определения изменений в коллекторе — забойное давление. В дополнение к технологиям управления данными в режиме реального времени в глобальном масштабе компания Halliburton предлагает несколько высокотехнологичных решений, позволяющих измерять и интерпретировать параметры продуктивности скважины, такие как восстановление забойного давления и депрессия на пласт, и на базе этих данных предоставлять полезную информацию, необходимую для повышения производительности зрелого месторождения. Не менее важное значение имеет построение надежной и точной динамической модели залежи, позволяющей определить дренированные зоны залежи, механизмы добычи, а также целевые участки с остаточной нефтенасыщенностью, достаточной для увеличения продуктивности или повышения нефтеотдачи. 8. Как можно охарактеризовать общее состояние скважин на российских зрелых месторождениях? Как оно сказывается на программах капитального ремонта скважин? «Везерфорд»: Как минимум, каждая третья скважина зрелых активов в России ликвидируется в связи с низкими показателями продуктивности и рентабельности.

34 ROGTEC

10. How can the artificial lift system be optimized in order to enhance hydrocarbon recovery? Weatherford: Artificial-lift (AL) optimization is directly tied to the reservoir processes. Equipment can be changed, www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE Дополнительным осложнением в целом высокообводненного фонда добывающих скважин российских месторождений являются нарушения целостности обсадных колонн или некачественное цементирование (существенная доля фонда). Этот факт приводит к осложнениям при выполнении внутрискважинных работ. Обслуживание и ремонт таких скважин сопряжены для компаний-операторов с высокими затратами. На сегодняшний день основными технологическими решениями, используемыми на старом фонде скважин в России, становятся зарезки боковых стволов и ГРП. Причем технологии эти надо адаптировать к местным горно-геологическим условиям, а так же состоянию инфраструктуры и динамическим экономическим показателям. К примеру, в Волго-Уральском регионе преимущественно используются две базовые технологии ограничения водопритока: на основе цементных растворов и различных комбинаций жидкостей, включая воду, нефть, мицеллярные растворы и т.п. Halliburton: Старые скважины, пробуренные 20-30 лет назад, как правило, находятся в плохом состоянии, что повышает стоимость и риски любых внутрискважинных работ и КРС. Компания Halliburton разработала передовые отраслевые решения для внутрискважинных операций на ГНКТ и кабеле, технологии оптоволоконного мониторинга, экономичные методы работ на электрическом кабеле и проволоке в совокупности с видеонаблюдением. Все это повышает безопасность внутрискважинных работ и позволяет отказаться от использования дорогостоящей буровой установки. 9. Как оператору выделять и разрабатывать залежи, которые ранее не разрабатывались по разным причинам? «Везерфорд»: Оператор может выделять и разрабатывать залежи на основании детальных исследований и определения эффективности разработки с учётом экономических параметров. Существует ряд подходов к локализации оставшихся запасов, такие как квази-2D гидромодели – аналитические модели компании Weatherford, классические 3D-модели и пр. Все эти методики основаны на уравнении материального баланса и фундаментальных законах гидромеханики. Мы можем также порекомендовать интегрированный подход с проведением адаптации модели пласта на основании данных геологоразведочных работ, что можно сделать при помощи программных продуктов ReO®, WellFLo®, ReO Forecast и Production AdvisorSM компании Weatherford. www.rogtecmagazine.com

but the majority of the processes in the reservoirs are irreversible. For this reason, optimization without reservoir hydrodynamics modeling is not as effective. It is better to execute a comprehensive study, and even test small areas first, before proceeding with full-field AL optimization. Well file should be put together for each well containing its potential and continuously updated optimization options, including through replacement of downhole equipment. This approach is based on well-known nodal analysis and vertical lift performance. For the greatest efficiency, optimization should be performed at the same time for every well and the asset as a whole, taking the entire infrastructure into consideration. It is even possible to implement a full-scale digital field using Weatherford i-DO® software, which can be deployed on a turnkey project basis. Halliburton: The first step is reviewing existing data and measuring pressure to discover key factors causing the pressure drop and underperformance in the reservoir. Fluid production rates also need to be accurately reported – production testing on a regular basis is recommended. Artificial lift is optimized through well level modeling. Halliburton has experience with artificial lift optimization at all levels; from an ad hoc well by well optimization of automated digital workflows that set optimized pump operational targets, diagnose problems and underperformance real-time and identify solutions with maximum efficiency. Halliburton also has access to well fluid monitoring and pump optimization technology which can reduce the cost of pump maintenance by up to 40% and can also increase production by up to 10%. 11. SPD have just launched their major ASP Mixing plant. How prevalent is flooding to enhance oil recovery in Russia? What potential is there for this type of technology? Weatherford: For most mature fields, ASP flooding Is economically unfeasible because of low incremental oil rates over an extended period of production with high water cut. However, SPD experience can inform future applications of this technology in Russia. It would be valuable to undertake a thorough study using EOR methods, especially given the current oil prices. For the new oil fields in Western Siberia, EOR methods based on detailed economic investigations show promise — particularly in regard to developing working agents with properties similar to formation fluid to enable efficient substitution and help avoid premature water breakdown in producing wells.As is known, it is important not only to find a formula, but to make “a medicine”. Engineered сhemistry has always been highly important for us, and our experience can be used

ROGTEC 35

КРУГЛЫЙ СТОЛ Halliburton: Данные нейтронного каротажа, получаемые с помощью инструментов TMD-3D™ и RMT-Elite™, сравниваются с данными каротажа в открытом стволе, полученными в ходе предыдущих ГИС (сравнение динамики изменений). Данные импульсного нейтронного каротажа встраиваются в динамическую модель коллектора в совокупности с другими подземными данными, включая 4D сейсмические изыскания, дополнительные каротажи в открытых стволах новых скважин, данные добычи и нагнетания. Полученные результаты позволяют лучше понимать гидродинамические изменения, происходящие в коллекторе под влиянием сжатия, закачки воды, движения водоносного пласта и местоположения пропущенной продуктивной зоны.

for design and manufacturing of proper chemicals for Russian operators. Halliburton: Flooding as secondary oil recovery method has been in Halliburton’s arsenal for many years. ASP has great potential in Russia. The key is to model an optimized configuration of injector and producer wells, as well as the right combination of surface facility adjustments that can harmonize with the increased need to manage fluid injection and production. Halliburton has modeling optimizers that generate the flooding scenarios that provide the highest returns with the lowest level of risk. 12. What strategies should an operator employ to control and manage water production in mature fields? Weatherford: The first step is to estimate optimal injection parameters and water delivery at the field, and then take measures to optimize the whole producing system. Based on our global experience, flooding is best controlled at the wellhead using realtime data analysis. It is essential to have reliable water-cut measurements, which can be obtained using the Red Eye water-cut meter. Chemical methods of water control, e.g. cross-linked polymers, are also available, but they require special approach – in compartmentalized and heterogeneous reservoirs there is a risk to invest a lot of money without seeing the results. An operator can carry out geophysical tests and special chemical water tests in the field to determine and isolate the water-cut layers. Then, he should take

10. Как оптимизировать систему механизированной добычи, чтобы увеличить нефтеотдачу? «Везерфорд»: Оптимизация механизированной добычи напрямую взаимосвязана с процессами, происходящими в пласте. Без моделирования гидродинамики пласта она может привести к плачевным результатам, поскольку оборудование всегда можно заменить, а большинство процессов в пласте необратимы. Поэтому к процессу оптимизации необходимо подходить всесторонне, экспериментируя на небольших участках, после чего переходить к полноценной оптимизации всего месторождения. При этом на каждую скважину следует создавать файл-паспорт с оценкой как ее потенциала, так

36 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE и постоянно обновляемыми вариантами оптимизации, в том числе за счет смены погружного оборудования. В основе такого подхода лежит известный узловой анализ и характеристики насосного оборудования. Для большей эффективности стоит оптимизировать одновременно как работу отдельной скважины, так и всего актива в целом (с учетом наземной инфраструктуры). Возможны даже варианты реализации полноценного цифрового месторождения с использованием специальной платформы программного обеспечения i-DO® компании Weatherford, на базе которой можно достаточно быстро и эффективно реализовать проект цифрового месторождения под ключ. Halliburton: Прежде всего, необходимо изучить имеющиеся данные и выполнить замеры давления, чтобы определить ключевые факторы, вызывающие падение давления и недостаточный дебит коллектора. Также следует точно определить дебиты жидкости. Для этого рекомендуется регулярно проводить испытания на приток. Оптимизировать механизированный способ добычи позволяет моделирование режимов работы скважины. Компания Halliburton обладает опытом оптимизации механизированной добычи на всех уровнях; от скважины к скважине автоматизированная обработка потока цифровых значений позволяет задавать оптимальные режимы насосных установок, в режиме реального времени выявлять проблемы и причины снижения производительности, а также вырабатывать решения для достижения максимальной эффективности. Halliburton также обладает технологией мониторинга динамики скважинного флюида и оптимизации режима работы насосных установок, которая позволяет на 40 % сократить затраты на обслуживание насосных агрегатов и на 10 % увеличить добычу. 11. «Салым Петролеум Девелопмент» только что ввел в эксплуатацию большой завод по производству ПАВ. Насколько распространено www.rogtecmagazine.com

various approaches to understand the reasons and sources of water breakthrough — whether caused by injection front, coning or casing. Finally, in horizontal wells, multistage fracturing using the ZoneSelect® completion system and software FracAdvisorTM can help to isolate water-cured intervals during production. Halliburton: There are chemical and mechanical water management strategies. Halliburton’s all-inclusive conformance technology portfolio offers specialized application software and a variety of chemical treatments and mechanical solutions to stop inflow of unwanted fluids. The chemical strategy includes chemical treatment for water and gas shutoff. The activation mechanisms are divided into sealants, comprising nonselective treatments and services that fully protect the hydrocarbon zone. The strategy also includes relative permeability modifiers, which encompass selective treatments/services and offer the potential for bullheading. The mechanical strategy includes use of 1) Swellpacker® isolation system, which provides a simpler, safer and more stable solutions for complete and long-term zonal isolation and 2) EquiFlow® autonomous inflow control device (AICD), which chokes back the production of unwanted fluid, be it water or gas, without the need for electrical, hydraulic, or mechanical intervention.

ROGTEC 37

КРУГЛЫЙ СТОЛ заводнение как метод увеличения нефтеотдачи в России? Каковы перспективы данной технологии? «Везерфорд»: Для большинства зрелых месторождений метод заводнения с применением ПАВ экономически нерентабелен в связи с низким приростом дебита на протяжении длительного срока при высокой обводненности получаемой нефти. Однако от опыта «Салым Петролеум Девелопмент» будет во многом зависеть будущее технологии использования ПАВ в России. Необходимо провести тщательный анализ полученного эффекта от применения методов повышения нефтеотдачи, особенно в текущих рыночных условиях, при низких ценах на нефть. Для новых месторождений Западной Сибири методы повышения нефтеотдачи, основанные на расчетах экономических показателей, могут оказаться перспективными, особенно при применении рабочих жидкостей со свойствами, близкими к характеристикам пластового флюида, для наибольшей эффективности замещения и предотвращения преждевременного прорыва воды в добывающие скважины.

закачки по месторождению с последующей оптимизацией всей добывающей системы. Мировой опыт показывает, насколько важен контроль за обводнением на устье скважины с возможностью анализа данных в режиме реального времени. Точность таких данных может обеспечить влагомер Red Eye. Химические методы ограничения (например, сшитые полимеры) также имеют место быть, но требуют особой проработки – в коллекторах с высокой расчлененностью и изменчивостью свойств (главным образом проницаемости) по слоям можно не достичь эффективности, затратив при этом большие средства. Оператор может провести геофизические исследования и специальный химический анализ воды непосредственно на месте проведения работ для выявления и изоляции обводненных интервалов. На основании целого ряда методик можно разобраться в причинах и выявить источники прорыва воды – ими могут стать особенности нагнетания, прорыв конуса обводнения или проблемы целостности обсадной колонны. И наконец, проведение многостадийного ГРП с применением системы ZoneSelect® и ПО FracAdvisorTM позволяет изолировать обводненные интервалы в горизонтальных скважинах в процессе эксплуатации.

Как известно, важно не только подобрать рецептуру, но и качественно изготовить «лекарство». В нашей компании направление, специализирующееся на химическом проектировании, всегда занимало значимое место и наш опыт может пригодиться при подборе состава и создании оптимального реагента для российских операторов.

Halliburton: Существуют химические и механические методы контроля обводненности. Комплекс технологий контроля заводнения, разработанный Halliburton, включает в себя специализированное программное обеспечение, а также широкий спектр химических обработок и механизированных решений для изолирования притока нежелательных флюидов.

Halliburton: Заводнение, как вторичный метод повышения нефтеотдачи, присутствует в арсенале Halliburton уже много лет. Технология АСП обладает огромным потенциалом в России. Ключевое значение здесь имеет моделирование оптимальной конфигурации нагнетательных и добывающих скважин, а также правильное сочетание настроек наземных объектов инфраструктуры, позволяющих скоординировать управление нагнетанием жидкости и добычей. Компания Halliburton обладает программами оптимизации, моделирующими условия заводнения и позволяющими добиться максимальных результатов при минимальных уровнях риска.

Стратегия, основанная на химических методах, предполагает химические обработки для изолирования притока воды и газа. Методы активации подразделяются на герметики с неселективными обработками и программами для полной защиты углеводородной зоны, а также модификаторы относительной проницаемости, которые позволяют выполнять селективные обработки и обеспечивают возможность задавки в пласт.

12. Какие стратегии должен использовать оператор для контроля и управления ограничением водопритока на зрелых месторождениях? «Везерфорд»: В первую очередь, важно определить оптимальные параметры нагнетания и распределения

38 ROGTEC

К механическим методам относится, прежде всего, система набухающих пакеров Swellpacker®, обеспечивающая более простое, безопасное и гораздо более устойчивое решение для полного и долгосрочного разобщения пластов. Дополнительно следует отметить автономное устройство контроля притока EquiFlow® (AICD), перекрывающее нежелательный приток воды или газа, без необходимости проведения внутрискважинных работ с электрическими, гидравлическими или механическими инструментами. www.rogtecmagazine.com

ROUNDTABLE

Юрий Наумов - Yury Naumov «Везерфорд» - Weatherford Юрий Наумов возглавляет группу экспертов различных направлений, работающих в подразделении Консультационные услуги по оптимизации разработки месторождений компании Weatherford, с сентября 2012 года. Ранее он работал в сфере разработки и добычи в компаниях ЮКОС, ТНК-BP и НОВАТЭК. Юрий окончил геологический факультет Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова, получив в 2000 году степень магистра геологии. В 2014 году он также получил степень MBA (AIBEc). Общий стаж работы Юрия в нефтегазовой отрасли превышает 15 лет. Yury Naumov is a Head of the multidisciplinary team of Petroleum Consulting, Weatherford Russia since September 2012. Previously he dealt with field development in YUKOS, ТNК-BP and NOVATEK. Yury graduated from the Lomonosov Moscow State University with a Master’s Degree in geology in 2000. In 2014 he also received an MBA from AIBEc. Yury has over 15 years’ experience in petroleum industry.

Лео Саяведра - Leo Sayavedra Halliburton Global Director, Mature Fields, Halliburton Consulting & Project Management. Mr. Sayavedra’s extensive experience working with petrotechnical professionals, his training in mechanical engineering and extensive work throughout production optimization has provided him with a firm grasp of the entire E&P asset lifecycle – from field development through facilities optimization. Mr. Sayavedra has worked with clients from National Oil Companies (NOCs), Supermajors and Independents in North and South America, Europe, the Middle East, Africa and Southeast Asia. He has served a variety of leadership roles including Supervising Partner, Program Manager, Operations Consultant, and Business Development Executive. Presently, he is focused on growing Halliburton’s Global Mature Fields business by providing clients with a variety of proprietary technologies and techniques specifically tailored to rejuvenate declining fields. Mr. Sayavedra also has extensive foreign trade and policy experience. Mr. Sayavedra has a Master of Business Administration from the McDonough School at Georgetown University in Washington, D.C. and a Bachelor degree in the Mechanical Engineering Route to Business from the University of Texas at Austin.

www.rogtecmagazine.com

Кен Атере - Ken Atere Halliburton Кен Атере анимает должность регионального менеджера по управлению проектами региона Евразия компании Halliburton в Москве. Кен обладает опытом работы в отрасли более 25 лет, десять из которых были посвящены работе в российском нефтегазовом секторе. Кен занимал должности в сферах буровых технологий, строительства скважин, управления проектами, продаж и маркетинга, а также слияний и поглощений. Кен имеет степень магистра в электротехническом проектировании, MBA и в настоящий момент пишет доктороскую диссертацию в области управления бизнесом. Он получил квалификационный сертификат профессионала в управлении проектами (PMP) Института управления проектами (PMI) и является дипломированным инженером (P.Eng) канадской ассоциации APEGA. Ken Atere is Regional Manager Halliburton Project Management for Eurasia Region based in Moscow. Ken has over 25 years of industry experience, 10 years of which was spent working in the Russian Oil & Gas industry. He has held positions in Drilling Technology, Well Construction Operations, Project Management, Sales and Marketing and Mergers & Acquisitions. Ken holds a master’s degree in Electrical Engineering, a MBA and is pursuing a Doctorate degree in business management. He attained his Project Management Professional (PMP) certification from the Project Management Institute (PMI) and is a licensed Professional Engineer (P.Eng) from APEGA Canada.

Директор подразделения по консультационным услугам и управлению проектами Halliburton, Зрелые месторождения Благодаря огромному опыту работы с петротехническими специалистами, образованию в области машиностроения и многолетней деятельности по оптимизации добычи г-н Саяведра овладел глубокими знаниями всего жизненного цикла добывающего актива – от разработки месторождения до оптимизации работы промысловых объектов. Г-н Саяведра сотрудничал с государственными нефтяными компаниями, ведущими мировыми компаниями и отдельными предприятиями в Северной и Южной Америке, Европе, на Ближнем Востоке, в Африке и Юго-Восточной Азии. Он занимал различные ведущие должности, в том числе управляющего партнера, руководителя программ, консультанта по операциям и директора по развитию бизнеса. В настоящее время г-н Саяведра отвечает за растущее глобальное направление компании Halliburton по оптимизации разработки зрелых месторождений, предоставляя заказчикам доступ к разнообразным запатентованным технологиям и методам, нацеленным на восстановление продуктивности зрелых месторождений. Г-н Саяведра также имеет большой опыт внешнеэкономической деятельности. Г-н Саяведра получил степень магистра делового администрирования в школе Макдоноу Джорджтаунского университета в Вашингтоне, округ Колумбия, и степень бакалавра в области применения технологий машиностроения в бизнесе в Техасском университете в Остине.

ROGTEC 39

ГТМ

Комплексный подход к выбору скважинкандидатов для проведения геологотехнических мероприятий (на примере Талинского лицензионного участка Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения) RN-Nyaganneftegaz: Well Intervention Candidate Selection at the Krasnoleninskoe Field Т.И. Машканцева, А.В. Князев, А.Г. Олюнина (ООО «ТННЦ»),

T. I. Mashkantseva , A. V. Knyazev, A. G. Olyunina (Tyumen Petroleum Research Center)

C.П. Канайкин (АО «РН-Няганьнефтегаз»)

S. P. Kanaikin (RN-Nyaganneftegas)

Комплексный подход к планированию ГТМ позволяет решать задачи повышения эффективности разработки залежей и месторождения в целом. Актуальность работ, направленных на реализацию комплексного подхода к планированию ГТМ, обусловлена следующими факторами: • сокращением легкоизвлекаемых запасов и, как

The implementation of an integrated approach to the WI planning is conditioned upon the following: • Depletion of easy-to-recover reserves and, thereby, necessity of hard-to-recover reserve production applying various techniques of individual zone stimulation; • Degradation of the candidate wells and efficiency of repeated WI; • Large number of wells requiring WI.

дной из основных задач разработки нефтяных и газовых месторождений является достижение максимального коэффициента извлечения нефти (КИН) при минимальных затратах. При этом решения, принятые при проектировании разработки объектов, нуждаются в оптимизации по результатам фактической эксплуатации пластов. Основным инструментом регулирования и повышения эффективности разработки зрелых месторождений являются геологотехнические мероприятия (ГТМ).

40 ROGTEC

ne of the major tasks of the oil and gas field development is to maximize the oil recovery factor (ORF) at minimal cost. The solutions adopted in the field development design need to be optimized, taking into account the actual reservoir performance. Well intervention is a prime tool to improve mature field control and production development efficiency. An integrated approach to WI planning allows for the improvement of the reservoir and field development efficiency.

www.rogtecmagazine.com

WELL INTERVENTION следствие, необходимостью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с помощью применения различных методов стимуляции отдельных зон пластов; • снижением «качества» скважин-кандидатов и эффективности повторных ГТМ; • большим числом скважин, требующих проведения ГТМ. Очевидно, что точечный (поскважинный) подход к оценке потенциала внедрения отдельных видов ГТМ не обеспечивает оперативного подбора скважинкандидатов, так как требует высоких трудозатрат специалистов, особенно это касается уникальных и крупных (по запасам) месторождений, где эксплуатационный фонд зачастую составляет тысячи скважин. Для таких месторождений необходим комплексный подход к оценке соответствия скважины всем параметрам для проведения ГТМ, который должен включать: 1) интеграцию необходимой геолого-промысловой информации; 2) обоснование критериев для выбора скважинкандидатов под отдельные виды ГТМ; 3) оценку рисков проведения мероприятий; 4) ранжирование скважин-кандидатов на основе полученных комплексных параметров; 5) расчет добычного потенциала скважин и экономическую оценку целесообразности проведения ГТМ. В настоящее время на средних и мелких (по запасам) месторождениях распространенным подходом к подбору ГТМ является индивидуальное рассмотрение каждой скважины. На большом фонде скважин реализация данного способа занимает очень много времени, поэтому необходимо выполнять сортировку скважин с помощью фильтров по набору критериев. Однако такой подход не всегда успешен, так как скважины оцениваются не комплексно. В связи с этим с целью совершенствования подхода к выбору скважин-кандидатов для отдельных видов ГТМ в рамках данной работы решались следующие задачи. 1. Выделение основных факторов (критериев), влияющих на успешность (неуспешность) проведения ГТМ в определенных геолого-промысловых условиях. 2. Расчет потенциала увеличения добычи нефти с использованием фактических данных по эксплуатации скважин и гидродинамических моделей пластов, адекватных по качеству и объему информации. 3. Разработка комплексной программы ГТМ с уче том всех выявленных критериев с помощью математических расчетов (ранжирования по критериям). www.rogtecmagazine.com

Obviously, the rifle (well after well) approach to assessing the potential of particular WI jobs does not allow timely selection of candidate wells, since this is labor-consuming, especially when we speak of the unique and major fields, where the operating well stock often numbers in the thousands of wells. Such fields require integrated approach to assess if the wells qualify for WI. This shall include: 1) Integration of the field geological information; 2) Justification of the candidate well selection criteria for a particular WI job; 3) WI risk assessment; 4) Candidate well prioritizing based on the obtained complex parameters; 5) Estimation of the well production potential and WI economic feasibility study. Individual well assessment is the common approach to WI selection for the medium and small fields. This method is very time-consuming in case of a large well stock, so the wells are prioritized applying filters based on a set of criteria. However the above approach is not always successful, as the wells are not assessed comprehensively. In this regard, the following tasks were carried out to improve the approach to candidate well selection for a particular WI job as part of this work. 1. Identify the main factors (criteria) affecting the WI success (failure) in certain field conditions. 2. Assess the oil production increase potential using actual data on the well operation and reservoir simulation models that are appropriate as to the information quality and scope. 3. Develop the integrated WI program taking into account identified criteria and applying mathematical calculations (criteria-based prioritizing).

Implementation

Multiple parameters in various categories should be analyzed and considered to minimize risk of erroneous candidate well selection for the WI job: geological, process and economic [1]. It is proposed to use the mathematical tool allowing selection of the candidate wells for a particular WI job with regard to the identified criteria. This tool is developed based on the Microsoft Excel 2010 and Visual Basic for Applications (VBA). The main advantage of using this technique is considerable time saving compared to the expert appraisal techniques commonly applied to solve similar tasks. Testing of this method in Talinskoe License Area (LA) of Krasnoleninskoe Oil and Gas Condensate Field (OGCF) featuring hard-to-recover reserves proved its efficiency and allowed a multiple increase in the number of matching WI jobs. So, during the project life cycle, Tyumen Petroleum Research Center specialists selected about 650

ROGTEC 41

ГТМ

Реализация методики

Для минимизации риска ошибочного выбора скважин-кандидатов при реализации ГТМ следует анализировать и учитывать множество параметров различных категорий: геологических, технологических и экономических [1]. В статье предлагается при планировании ГТМ использовать математический инструмент, позволяющий на основании выделенных критериев выбирать скважины-кандидаты под отдельные виды мероприятий. Инструмент создан на базе Microsoft Excel 2010 c использованием Visual Basic for Applications (VBA). Главным преимуществом использования этого метода подбора является значительное сокращение временных затрат по сравнению с часто применяемыми экспертными методами решения данных задач. Опробование данного метода на Талинском лицензионном участке (ЛУ) Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) с трудноизвлекаемыми запасами подтвердило его эффективность и позволило кратно увеличить число подбираемых ГТМ. Так, за время реализации проекта специалистами ООО «ТННЦ» было подготовлено и согласовано с недропользователем около 650 скважин-кандидатов для проведения гидроразрыва пласта (ГРП), обработок призабойной зоны (ОПЗ) и перевода и приобщения (ПиП) пластов. Особого внимания потребовало установление основных критериев, учитываемых при принятии ре- шения о проведении ГТМ. Из всего многообразия критериев выделились главные для выбранного типа ГТМ с учетом особенностей месторождения (геологическое строение, инфраструктура и др.). Поэтому первый этап работы состоял в обобщении опыта проведения ГТМ прошлых лет, выявления критериев для отдельных видов ГТМ и последующего их объединения в группы. В результате были сформированы критерии подбора скважин-кандидатов для наиболее часто проводимых на месторождении видов ГТМ. Например, для принятия решения о целесообразности проведения ГРП должны учитываться следующие критерии: 1) величина остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне дренирования скважины; 2) показатели эксплуатации соседних скважин, в том числе результаты последних ГТМ; 3) эксплуатационные показатели рассматриваемой скважины; 4) энергетическое состояние пласта; 5) показатели работы окружающих нагнетательных скважин; 6) кратность операций ГРП; 7) дата проведения последнего ГРП;

42 ROGTEC

candidate wells and received subsoil user’s approval for hydraulic fracturing (HF), bottomhole treatment (BHT) and reservoir conversion and commingling (C&C) jobs. Special attention was given to identification of the main criteria to be considered when deciding on WI. These were identified across the spectrum of criteria applicable to the selected WI job, taking into account the field particularities (geology, infrastructure, etc.). Thus, the first stage involved the integration of the best WI practices, identification of criteria applicable to certain WI jobs followed by grouping thereof. The criteria for candidate well selection for the most common WI jobs performed in the field had been identified in the process of work. For example, the following criteria are to be considered when deciding on the WI feasibility: 1) Residual oil reserves in the well drainage area; 2) Performance of the adjacent wells, including recent WI results; 3) Candidate well performance; 4) Reservoir energy state; 5) Performance of the adjacent injection wells; 6) Number of HF jobs; 7) Date of the last HF job; 8) Effectiveness of the last HF job; 9) Difference between the cumulative oil production in the candidate well and average oil production in adjacent wells; 10) Well serviceability or possibility of bottomhole cleanout in the killed wells [2, 3]. The following criteria serve the ground for deciding on reservoir C&C: 1) Initial recoverable oil reserves in the reservoir to be converted or commingled localized in the well drainage area; 2) Candidate well performance; 3) Start-up rate in the adjacent wells; 4) Reservoir energy state; 5) Well serviceability or possibility of bottomhole cleanout in the killed wells [4, 5]. Wells are selected based on the complex parameter which is the function of several criteria. This parameter is a product of partial criteria having weight k, which is the value of the criterion. Criteria weight is determined based on the past WI analysis results. The function is expressed as follows: K = k1. k2. k3. k4. k5… kn. When the parameter common to all wells under consideration is found and the results are prioritized, one can identify the most promising candidate wells to be included into WI program. www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 43

ГТМ 8) эффект от последнего ГРП; 9) разность между накопленной добычей нефти по рассматриваемой скважине и усредненной по окружающим скважинам; 10) техническая исправность скважины или возможность нормализации требуемого забоя для аварийного фонда скважин [2, 3]. Принятие положительного решения о проведении, например, ПиП пластов базируется на следующих критериях: 1) начальные извлекаемые запасы нефти пласта, планируемого к переводу или приобщению, сосредоточенные в зоне дренирования скважины; 2) показатели эксплуатации рассматриваемой скважины; 3) запускная добыча по соседним скважинам; 4) энергетическое состояние пласта; 5) техническая исправность скважины или возможность нормализации требуемого забоя для аварийного фонда скважин [4, 5]. Скважины выбираются на основе комплексного (обобщенного) параметра, являющегося функцией нескольких критериев. В качестве такого параметра применяется произведение частных критериев, имеющих определенный вес k, который отражает величину критерия. Вес критериев определяется по результатам анализа ГТМ прошлых лет. Функция задается в виде K = k1. k2. k3. k4. k5… kn. Вычислив обобщенный параметр для всех скважин, вошедших в расчет, на основе ранжирования полученных результатов можно выделить наиболее перспективные скважины-кандидаты для дальнейшего их включения в график проведения ГТМ.

Практическая ценность работы

В качестве примера практического применения такого расчета рассмотрим планирование ГРП на Талинском ЛУ Красноленинского НГКМ. Выборка скважин достаточно велика: общий фонд насчитывает более 5000 скважин. Адресное рассмотрение такого числа скважин заняло бы очень много времени, в связи с чем после просмотра каждой скважины отдельные данные на текущую дату могут потерять актуальность. Кроме того, существует вероятность пропуска какого-либо важного параметра. Использование предложенного расчета исключает трудоемкий процесс выбора ГТМ вручную и автоматически учитывает все факторы, исключая пропуск критериев при экспертной оценке скважиныкандидата. Пласты Талинского ЛУ характеризуются как благоприятными, так и неблагоприятными для прове

44 ROGTEC

Application in Practice

The HF job planning in Talinskoe LA of Krasnoleninskoe OGCF as described below can serve an example of the calculation application. The number of wells is rather large: total stock counts more than 5000 wells. The individual analysis of all wells would take a long time, therefore certain data might not be relevant after the analysis process is completed. Moreover, some essential parameters may be omitted. The proposed calculation technique eliminates the necessity for time-consuming manual WI selection, automatically accounts all factors and prevents criteria omissions which may be the case when applying candidate well expert appraisal method. The Talinskoe LA reservoirs feature both favorable and unfavorable factors with regard to HF. Favorable factors include high density of the residual oil reserves and material reservoir permeability heterogeneity. Unfavorable factors include presence of zones with low energy characteristics, high water content at individual sections due to injected water penetration through highly conductive intervals (presence of super reservoir). Thus, the criteria meeting the identified factors were used when calculating the complex parameter. Numerical values of weights used for complex parameter calculation are specified in the Figure below. These were applied for the calculation and criteria prioritizing for HF purposes. For example, a study of all the past HF jobs in the field showed that energy state of the reservoirs is a key factor that affects the oil rate increase. So, with a reservoir pressure of less than 190 atm (19 MPa), the oil rate increase is not satisfactory. As a result, the weight was set to 0.9 for the reservoir pressure of 190 atm (19 MPa) and to 0 for the reservoir pressure of 170 atm. Similarly all criteria were analyzed and weights were set based on the results of the study (see Figure on next page). Candidate wells qualifying for HF were selected and justified based on the results of automated well prioritizing and subsequent individual analysis of those wells featuring the max. values of the complex parameters. Currently the subsoil user approved about 650 jobs, 110 of which were completed in the period of January 2014 through December 2015. The average start-up oil rate constituted more than 8 t/day meeting the target figures and validating the approach’s effectiveness. The project economic effectiveness is a combination of two factors: 10% work efficiency improvement and 5 times labor input reduction. www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 45

ГТМ Трудноизвлекаемые запасы, тыс. т k1 Текущий дебит нефти, т/сут k2 Обводненность на последний месяц работы, % k3 Пластовое давление текущее, атм k4 Кратность ГРП, ед k5 Дата последнего ГРП (число лет назад) k6 Qн.нак (удел.) в рассматриваемой скважине относительно окружения (разность), тыс. т k7 Средняя текущая обводненность по окружающим скважинам, % k8 Отношение радиуса закачки к расстоянию от нагнетательной скважины до добывающей (рассматриваемой), д. ед. k9

50 1 15 0,1 97 0,1

80 1 20 0 98 0

100

0,7

0,3

0,1

0,8

1,5

0,8

1 0,0 2 1 20 1 160 0,0 0 1 0 0

5 0,5 24 0,9 50 1 170 0,0 1 0,9 1 0

10 1 6 0,8 70 1 180 0,7 2 0,7 2 0,7

20 1 8 0,6 80 0,9 190 0,9 3 0,5 3 0,8

30 1 10 0,4 90 0,7 200 1,0 4 0 4 0,9

40 1 12 0,2 95 0,3 210 1,0

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0,5

0,6

0,9

5 1

Критерии для расчета комплексного обобщенного параметра (Qн.нак – накопленная добыча нефти) дения ГРП факторами. К благоприятным факторам можно отнести высокую плотность остаточных извлекаемых запасов и наличие существенной послойной неоднородности пластов по проницаемости. Неблагоприятными факторами являются наличие зон с пониженными энергетическими характеристиками пластов, повышенной обводненностью отдельных участков, связанной с прорывом фронтов нагнетания воды по высокопроводящим интервалам (наличие «суперколлектора»). В связи с этим при расчете комплексного параметра были приняты критерии, удовлетворяющие выявленным факторам. На рисунке в качестве примера приведены численные значения весов, использованные в расчете комплексного параметра. По ним проведены расчет и ранжирование критериев по важности для выполнения ГРП. Например, по результатам анализа всех ранее проведенных ГРП на месторождении выявлено, что на прирост дебитов нефти и жидкости максимально влияет энергетическое состояние пластов. Так, при пластовом давлении менее 190 атм (19 МПа) прирост дебита нефти считается неудовлетворительным. В результате пластовому давлению 190 атм задан вес 0,9, а для давления 170 атм вес равен нулю. Таким же образом на основе анализа выполненных мероприятий были рассмотрены все критерии и заданы определенные веса согласно их значениям (см. рисунок). По результатам автоматизированного ранжирования

46 ROGTEC

Conclusion

1. The tool for WI selection and prioritizing based on multi criteria assessment was proposed. 2. The tool was tested in Talinskoe LA of Krasnoleninskoe OGCF. About 650 jobs were approved by the subsoil user following the results of the tool use. More than 110 jobs were completed in 2014-2015. 3. This tool can be applied to select candidate wells for a large range of WI jobs. Additional criteria that take into account particularities of the field or part thereof can be used in the process of work planning. 4. Integrated approach to assessment of production and process parameters of the candidate wells shall be applied to maximize WI effectiveness. 5. Use of mathematical tools allows consideration of several parameters at a time, minimize labor input and plan optimal procedures to increase the hydrocarbon production rate. References 1. Tolstonogov A.A., Assessment of WI Effectiveness in the Oil Production Sector // Fundamental Studies, 2014, No. 11(1), pp. 150-154 2. Economides M., Oligney R., Valko P., Unified Fracture Design. Bridging the Gap between Theory and Practice, Orsa Press, Alvin, Texas, 2002, p. 262 3. A Reference Manual for the Design Development and Exploitation of Oil Fields: edited by Gimatudinov Sh.K., Moscow: Nedra Publ., 1983, p. 455 4. Zheltov Yu.P., The Development of Oil Fields, Moscow: Nedra Publ., 1986, p. 333 5. Umetbaev V.G., Workover Action in Well Operation, Moscow: Nedra Publ., 1989, p. 217 www.rogtecmagazine.com

WELL INTERVENTION Hard-to-recover reserves, thous. t k1 Current oil rate, t/day k2 Last month water content, % k3 Current reservoir pressure, atm k4 Number of HF jobs, ea k5 Date of the last HF job (years ago) k6 Qн.нак (удел.) in the candidate well compared to adjacent wells (difference), thous. t k7 Average current water content in adjacent wells, % k8 Ratio of injection radius to distance between the injection well and producing (candidate) well, unit fraction k9

50 1 15 0,1 97 0,1

80 1 20 0 98 0

100

0,7

0,3

0,1

0,8

1,5

0,8

1 0,0 2 1 20 1 160 0,0 0 1 0 0

5 0,5 24 0,9 50 1 170 0,0 1 0,9 1 0

10 1 6 0,8 70 1 180 0,7 2 0,7 2 0,7

20 1 8 0,6 80 0,9 190 0,9 3 0,5 3 0,8

30 1 10 0,4 90 0,7 200 1,0 4 0 4 0,9

40 1 12 0,2 95 0,3 210 1,0

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0,5

0,6

0,9

5 1

Criteria for Calculating Complex Parameter (Qoil. cum. – cumulative oil production) скважин и последующей адресной работы со скважинами, характеризующимися максимальными значениями комплексных параметров, выбраны и обоснованы скважины-кандидаты для проведения ГРП. В настоящее время с недропользователем согласовано около 650 скважино-операций, более 110 из которых были выполнены за период с 01.2014 г. по 12.2015 г. Средний запускной дебит нефти составил более 8 т/сут, что соответствует плановым показателям и свидетельствует об эффективности данного подхода. Экономическая эффективность проекта складывается из двух факторов: увеличения эффективности выполняемых мероприятий на 10 % и сокращения трудозатрат в 5 раз.

Выводы

1. Предложен инструмент для подбора и ранжирования ГТМ по многокритериальной оценке. 2. Инструмент апробирован на Талинском ЛУ Красноленинского НГКМ. По результатам его применения в 2014–2015 гг. подобрано и согласовано с недропользователем около 650 плановых мероприятий, из них выполнено более 110. 3. Данный инструмент применим для подбора скважин-кандидатов для проведения широкого спектра ГТМ. В процессе планирования работ на других месторождениях могут использоваться дополнительные критерии, основанные на особенно стях каждого рассматриваемого месторождения или его части. 4. Для достижения максимальной эффективности ГТМ, www.rogtecmagazine.com

направленных на увеличение добычи углеводородов, необходимо комплексно оценивать промысловые и технологические параметры скважинкандидатов. 5. Применение математических инструментов позволяет одновременно учитывать несколько параметров, минимизировать трудозатраты специалистов и планировать выполнение оптимальных мероприятий для увеличения прироста добычи углеводородов.

Список литературы

1. Толстоногов А.А. Оценка эффективности геолого технических мероприятий в области нефтедобычи // Фундаментальные ис- следования. – 2014. – №11-1. – С. 150-154 2. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 236 с. 3. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений /под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 455 с. 4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1986. – 333 с. 5. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. – М.: Недра, 1989. – 217 с. Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2016 г., стр. 34; ISSN 2-74-2339. Публикуется с разрешения редакции. The article was published in the ROSNEFT Scientific and Technical Newsletter (Nauchno-technicheskiy Vestnik OAO “NK “Rosneft”) No.1, 2016, pp.34. Printed with permission from the Editorial Board.

ROGTEC 47

ДОБЫЧА

Оценка влияния различных температурных эффектов на изменение температуры в призабойной зоне пласта

Rosneft: Skin Factor and Qualitative Evaluation of Bottomhole Formation Zones in Production and Injections Wells Ю.А. Питюк, А.Я. Давлетбаев (ООО «РН-УфаНИПИнефть»),

Yu. A. Pituk, A. Ya. Davletbaev (RN-UfaNIPIneft)

А.А. Мусин, Л.А. Ковалева, Д.Ф. Марьин (Башкирский гос. университет),

A. A. Musin, L. A. Kovaleva, D. F. Marin (Bashkiria State University)

Г.А. Фурсов (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

G. A. Fursov (RN-Yuganskneftegaz)

Введение

Introduction

Одним из основных факторов, существенно влияющих на приток жидкости к забою добывающих и приемистость нагнетательных скважин, является состояние призабойной зоны пласта (ПЗП). В процессе эксплуатации скважин по различным причинам ухудшаются фильтрационные характеристики ПЗП как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. В связи с этим одной из основных задач при организации добычи нефти является поддержание ПЗП в состоянии, позволяющем максимизировать приток и приемистость пласта. Это обусловливает значимость диагностики состояния ПЗП при исследовании скважин. Определение скин-фактора позволяет качественно оценить состояние ПЗП, идентифицировать причину снижения дебита и приемистости скважин.

48 ROGTEC

The bottomhole formation zone (BFZ) is one of the main factors that influence the fluid flow into the bottomhole in producing wells and the intake capacity of injection wells. Well operations are impaired by BFZ filtration in both producing and injection wells due to a variety of reasons. So, one of the main objectives of oil production is to maintain the BFZ’s condition that allows the maximum production flow and intake capacity of the formation. This shapes the importance of measuring the BFZ’s condition while researching and planning the well. Determining the skin factor helps the qualitative evaluation of the BFZ’s condition and identifies causes of any reduction in the flow rate and intake capacity. The temperature/pressure transient tests of the well (TPT) allow the determination of the remote zone’s permeability, pressure and skin factor of the formation. The main problem www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) дают возможность определить проницаемость удаленной зоны пласта, пластовое давление и скин-фактор. При этом основная проблема ГДИС заключается в том, что определенному значению скин-фактора соответствует множество значений проницаемости и радиусов зоны повреждения [1, 2]. Стандартная процедура анализа данных ГДИС [3, 4] предполагает, что температура пласта постоянна, однако, как показывают замеры в динамике, она может существенно изменяться. Поскольку температурный фронт распространяется значительно медленнее, чем фронт давления, представляется возможным по изменению температуры, зависящей от скорости фильтрации, градиента давления, свойств жидкости и породы, определить параметры околоскважинной зоны пласта, такие как радиус повреждения и проницаемость скин-зоны. Термодинамические характеристики потока в пористой среде в основном изучались с учетом конвективного и кондуктивного переноса тепла. В одной из самых ранних работ [5] предложена аналитическая формула для определения температуры в скважине как функции от глубины нагнетательной скважины. Большой прорыв в этой области был сделан Э.Б. Чекалюком [6], который нашел аналитическую зависимость температуры от давления в работающих добывающих скважинах. В работе [7] был предложен инструмент для определения распределения температуры в пласте при изменяющемся поле давления, а также показано, что в нефтенасыщенной пористой среде могут проявляться адиабатический эффект, эффект Джоуля – Томсона и теплоперенос при фазовом переходе. В работе [8] предложена методика оценки проницаемости скин-зоны и радиуса повреждения для добывающих скважин на основе анализа температурных данных. Уравнение энергетического баланса с учетом нагрева при трении и эффекта Джоуля – Томсона рассматривалось в работе [9]. Также рядом специалистов были проведены численные исследования свойств пластов в многопластовом коллекторе и по температурным данным оценены проницаемость и скин-фактор каждого пласта в добывающих скважинах [10]. В работе [11] изучена полная модель распространения температурного фронта на основе метода расщепления на физические процессы (Operator-Splitting method) и показано, что температурные данные в совокупности с данными традиционных методов ГДИС можно использовать для оценки параметров коллектора и добываемой нефти (проницаемость, пористость, коэффициенты www.rogtecmagazine.com

TPT faces is that different values of the damaged zone’s permeability and radii correspond to a certain skin factor [1, 2]. In typical BFZ’s with the output analysis procedure [3, 4] the formation temperature is constant while its variations can be considerable according to the logs. The thermal front spreads much more slowly than pressure front, therefore it is possible to determine the wellbore parameters such as the damage radius and skin-zone permeability against the filtration rate and the changes in temperature, pressure gradient, fluid and rock properties. The temperature/pressure transient characteristics of flow in porous medium were mainly studied with due regard to thermal convection and conduction. One of earliest works [5] suggests the analytical formula to determine the well temperature as a function of the injection well depth. The breakthrough [6] in this field was made by E. Chekaluk who found the temperature-pressure relationship in producing wells. The thesis [7] describes a tool to determine the formation thermal distribution pattern under the changing pressure pattern and shows that adiabatic effect, the JouleThomson effect and that heating of the phase transitions may occur in petroleum-saturated porous medium. The thesis [8] describes a procedure to determine the skin-zone permeability and damaged zone radius in the producing wells based on the temperature data analysis output. The thesis [9] covers the power balance control taking into account frictional heating and the Joule-Thomson effect. In addition, specialists numerically investigated the formation properties in a multi-zone reservoir and by measuring the temperature data, determined each formation’s permeability and skin-factor in the production wells [10]. Thesis [11] studies a full thermal front spreading model by the operator-splitting method and shows that temperature data along with conventional TPT output may be used to determine the reservoir and produced oil parameters (permeability, porosity, adiabatic expansion ratio, JouleThomson ratio, thermal conductivity). Thesis [12] deduced the analytical solution linking Peclet number and formation permeability. This Article is solving a full nonstationary problem to determine pressure and heat distribution patterns across the formation, taking into account the wellbore effect, storage effect and thermal effect on a production or injection well during their operation or shutdown. It contains the output of numerical modeling and evaluation of the thermal effect on spatiotemporal distribution of temperature in the formation.

Mathematic Model

Considering a radial flat model of one-phase fluid injection/ production during operation with a constant injection

ROGTEC 49

ДОБЫЧА адиабатического расширения, Джоуля – Томсона, температуропроводности). В работе [12] получена аналитическая формула, связывающая число Пекле и проницаемость пласта. В настоящей статье решалась полная нестационарная задача по оценке распределения давления и температуры в пласте с учетом влияния ствола скважины, послепритока/послеоттока жидкости и температурных эффектов для добывающей и нагнетательной скважин в процессе их эксплуатации и при остановке. Представлены результаты численного моделирования и оценки влияния различных температурных эффектов на пространственно-временное распределение температуры в пласте.

Математическая модель

Рассмотрим плоско-радиальную модель нагнетания/ добычи однофазной жидкости в пласт при эксплуатации с постоянной приемистостью/дебитом q в течение периода времени tp (этап 1) и после остановки скважины (этап 2). Математическая модель этапа 1 описывается системой уравнений

capacity / rate q in time period tp (phase 1) and after well shutdown (phase 2). Phase 1 mathematic model is described by equation system (1)

with initial and limiting conditions and taking into account the wellbore influence and residual flow into the formation (2)

(1)

с начальными и граничными условиями, с учетом эффектов влияния ствола скважины и остаточного притока в пласт (2)

where cp – specific heat at constant pressure; ρ – density; T – temperature; v – filtration rate; p – pressure; Ƞ – adiabatic ratio; rw – well radius, re – external reservoir boundary radius; ϕ – porosity; μ – viscosity; k – permeability; λ – heat-conductivity factor; α = 6λs/h2 – environment-heat exchange rate [13]; h – formation thickness; χ = k/μϕct – pressure conductivity factor; ct – system compressibility; Cs = cfVw – wellbore effect factor; Vw – fluid in well; ε – Joule-Thomson ratio; T0 – injected fluid temperature; Te, pe – formation temperature and pressure respectively; Tp, pp – temperature and pressure respectively at time point tp; tp – 1st phase duration and well shutdown time point; f, s and t - indexes of liquid, matrix and saturated porous media respectively ((cpρ)t=(1-ϕ)(cpρ)s+(cpρ)f ); λt = (1-ϕ)λs+ϕλf ).

2nd phase mathematic model is also described by equation system (1) with initial pressure and temperature conditions obtained at the 1st phase end and limiting conditions (2). The first equation in the mathematic model (1) results from heat flow balance in porous media element [6].

где cp – удельная теплоемкость при постоянном давлении; ρ – плотность; T – температура;

50 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION v – скорость фильтрации; p – давление; Ƞ – адиабатический коэффициент; rw – радиус скважины, re – радиус контура питания; ϕ – пористость; μ – вязкость; k – проницаемость; λ – коэффициент теплопроводности; α = 6λs/h2 – коэффициент теплообмена с окружающей средой [13]; h – толщина пласта; χ = k/μϕct – коэффициент пьезопроводности; ct – сжимаемость системы; Cs = cfVw – коэффициент влияния ствола скважины; Vw – объем жидкости в скважине; ε – коэффициент Джоуля – Томсона; T0 – температура нагнетаемой жидкости; Te, pe – соответственно пластовые температура и давление; Tp, pp – соответственно температура и давление в момент времени tp; tp – длительность первого этапа и момент времени остановки скважины; индексы f, s и t относятся соответственно к жидкости, скелету и насыщенной пористой среде ((cpρ)t=(1-ϕ)(cpρ)s+(cpρ)f ); λt = (1-ϕ)λs+ϕλf ).

Математическая модель второго этапа также описана системой уравнений (1) с начальными условиями для давления и температуры, полученными в конце первого этапа, и граничными условиями (2). Первое уравнение в математической модели (1) получено из условия баланса тепловых потоков в элементе пористой среды [6]. В данном случае

слагаемое характеризует теплообмен в радиальном направлении за счет теплопроводности в насыщенном пористом теле, слагаемое –α(T–Te) определяет теплообмен с окружающими породами в вертикальном направлении, слагаемое

отвечает за конвективный перенос тепла. Особое значение имеют слагаемые, зависящие от давления, определяемые из первого начала термодинамики. Так, для квазистационарных адиабатических процессов в изолированных системах при постоянной энтропии можно получить связь между температурой и давлением

In this case the summand characterizes radial-directed thermal exchange due to thermal conductivity in a saturated porous solid, summand α(T–Te) determines vertical-directed thermal exchange with the surrounding rock and summand ⋅determines the thermal convection.

The most important are pressure-dependent summands that are determined by the the first law of thermodynamics. Thus, for quasi-steady-state adiabatic processes in isolated systems under constant entropy, temperature-pressure relationship may be obtained (3) where

– thermal-expansion coefficient.

For isoenthalpic processes, the the first law of thermodynamics can be represented as follows [6]: (4) Similar to adiabatic process, isenthalpic process runs in isolated system with no thermal exchange with the environment. The difference is, that in adiabatic process external work is possible due to reduced inner power of the system while in isoenthalpic process the system work transforms into heat that will stay therein. The (3) and (4) expression allow to find relation between the JouleThomson ratio and adiabatic expansion coefficient (5) where the first right member determines heating of the substance following the motion line due to friction forces and the second member shows the fluid cooling is influenced by adiabatic expansion. Taking into account expression (5), equation (1) can be represented as: (6)

(3) where summand где

– коэффициент температурного

расширения. Для изоэнтальпийных процессов первое начало www.rogtecmagazine.com

characterizes choking heating of

the fluid caused by friction forces and summand shows the fluid cooling is influenced by adiabatic effect.

ROGTEC 51

ДОБЫЧА термодинамики можно записать следующим образом [6]:

Total time derivative is determined as:

(4) Изоэнтальпийный процесс, как и адиабатический, протекает в изолированной системе без теплообмена с окружающей средой. Различие между ними заключается в том, что в адиабатическом процессе внешняя работа совершается за счет понижения внутренней энергии системы, а при изоэнтальпийном процессе работа, совершаемая системой, превращается в тепло, которое остается в ней. Согласно выражениям (3) и (4) можно найти связь между коэффициентами Джоуля – Томсона и адиабатического расширения

where V = ν/Φ – fluid motion velocity.

Evaluation of Various Effects Influence on Bottomhole Temperature Variation in Producing Wells The evaluation considered a producing well and following shutdown with the following physical and thermal-physical parameters of the fluid and formation:

(5) где первый член в правой части определяет нагрев вещества по пути движения за счет работы сил трения, а второй – охлаждение за счет адиабатического расширения. С учетом выражения (5) уравнение (1) можно записать следующим образом: (6)

где слагаемое

характеризует дроссельный

разогрев жидкости за счет работ сил трения; слагаемое – охлаждение жидкости, связанное с адиабатическим расширением. Полная производная по времени определяется как

где V = ν/Φ – скорость движения жидкости.

Оценка влияния различных эффектов на изменение температуры на забое добывающих скважин Рассматривалась работа добывающей скважины с последующей остановкой при следующих значениях физических и теплофизических параметров жидкости и пласта:

52 ROGTEC

The complete problem (1) was solved numerically with a control volume approach [14]. First, the pressure distribution pattern across the formation was found to determine fluid filtration rate. Then the temperature equation, in view of the specified heat effects, was solved. The output of numerical pressure and temperature modeling in marginal conditions is well consistent with known analytical solutions [3, 6, 13]. Note, the first conductive and convective summands in temperature equation (1) are responsible for thermal transfer across the formation. The summand fractional contribution is determined by Peclet number Pe = (cpρ)f νrw /λt, that characterizes convective-conductive summand relationship. Therefore, Pe > 1 results in convective heat, while Pe<1 results in conductive heat. The last three members of the sum in temperature equation (1) (Joule-Thomson effect, adiabatic expansion, heat exchange with environment) are heat sources. Fig. 1 shows the dynamics of distinctive influence of heat sources and Peclet number on the temperature during the producing well operation and shutdown. It shows that temperature variation is mainly influenced by adiabatic effect and heat exchange with environment at the beginning of the producing well operation (before borehole pressure is stabilized) and by the Joule-Thomson effect after borehole pressure is stabilized. In course of the well operation, the convective summand plays key role in heat transfer. Once the well is shut down, the main effect is exerted by adiabatic expansion, then the Joule-Thomson effect, and thermal exchange with environment afterwards. Thermal transfer across the shutdown producing well is defined by the convective summand (Pe > 1) at the beginning when heated fluid flows from the formation to the well, and by conductive summand (Pe < 1) once the fluid flow stops. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Влияние эффекта

Полная задача (1) решалась численно методом контрольного объема [14]. Сначала находилось распределение давления a 3 по пласту, по которому определялась скорость фильтрации жидкости. 2 Далее решалось уравнение для температуры с учетом указанных тепловых 1 эффектов. Результаты численного моделирования давления и температу0 ры в предельных режимах хорошо согласуются с известными -1 аналитическими решениями t, сут / t, d [3, 6, 13]. c

According to the modeling output, in the course of the producing well operation, adiabatic expansion contributes to the fluid cooling near to the well bottomhole while the Joule-Thompson effect contributes to to heating. And vise versa, when the producing well is shut down, adiabatic effect contributes to heating while the Joule-Thompson effect contributes to to cooling. Due to heat exchange with environment, temperature in the formation, top and bottom equalizes and the heated fluid near to the bottomhole gradually cools down. b

-1 0

10 0

t, сут / t, d

Динамика характерного влияния на температуру источников тепла и числа Пекле в процессе работы и остановки добывающей скважины представлена на рис. 1. Из него видно, что в www.rogtecmagazine.com

Число Пекле

Отметим, что первые кондуктивное и 6 6 конвективное слагаемые в уравнении (1) для температу- ры отвечают 4 4 за перенос тепла в пласте. Относительный вклад этих 2 2 слагаемых определяется числом Пекле Pe = (cpρ)f νrw /λt, которое 0 0 характеризует отношение 5 0 10 0 10 t, сут / t, d t, сут / t, d конвективного слагаемого к кондуктивному. Таким Эффект Джоуля-Томсона Адиабатический эффект Теплообмен с окружающей средой образом, при Pe > 1 за Joule-Thompson effect Adiabatic effect Heat exchange with environment теплоперенос отвечает конвективный перенос Рисунок 1. Оценка влияния различных эффектов на температуру в логарифтепла, при Pe < 1 – мическом (а, б) и линейном (в, г) масштабах во время работы и остановки кондуктивный перенос добывающей скважины тепла. Последние три Figure 1. Evaluation of Various Effects Influence on Temperature in Logarithmic Scale слагаемых в уравнении (1) (a, b) and Linear Scale During Producing Well Operation and Shutdown для температуры (эффект Джоуля – Томсона, The study covered temperature trend in the operating адиабатическое расширение, теплообмен с well bottomhole of different skin-factors. According to окружающей средой) являются источниками тепла. the temperature variations analysis, reduced permeability of skin-zone of fixed radius results in temperature rise in the bottomhole. This is explained by major temperature differences near to the well due to low BFZ permeability and the Joule-Thompson effect eventually causes greater temperature rises.

ROGTEC 53

ДОБЫЧА начальный период времени (до установления забойного давления) во время работы добывающей скважины основное влияние на изменение температуры оказывают адиабатический эффект и теплообмен с окружающей средой, после установления забойного давления – эффект Джоуля – Томсона. При работе скважины главную роль в теплопереносе играет конвективное слагаемое. После остановки скважины основной вклад вносит эффект адиабатического расширения, затем эффект Джоуля – Томсона и далее теплообмен с окружающей средой. За теплоперенос в остановленной добывающей скважине в начальный момент времени, когда происходит отток нагретой жидкости из пласта в скважину, отвечает конвективное слагаемое (Pe > 1), после прекращения оттока жидкости – кондуктивное (Pe < 1). Результаты моделирования показали, что во время работы добывающей скважины адиабатический эффект способствует охлаждению жидкости вблизи забоя скважины, эффект Джоуля – Томсона – нагреванию. И, наоборот, во время остановки добывающей скважины адиабатический эффект способствует нагреву, эффект Джоуля – Томсона – охлаждению. За счет теплообмена с окружающей средой температура в пласте, кровле и подошве выравнивается, и нагретая жидкость вблизи забоя постепенно охлаждается. Исследовалась динамика температуры на забое работающей скважины при различных значениях скин-фактора. Анализ изменения температуры показал, что с уменьшением проницаемости скинзоны при фиксированном ее радиусе температура на забое увеличивается. Это можно объяснить большими градиентами температуры вблизи скважины за счет низкой проницаемости ПЗП, в результате эффект Джоуля – Томсона оказывает большее влияние на рост температуры. Таким образом, оценка влияния различных эффектов на изменение температуры на забое работающих добывающих скважин показала, что основную роль в нагреве жидкости на забое играет эффект Джоуля – Томсона, и для интерпретации температурных данных можно использовать методику, предложенную в работе [8]. Оценка влияния различных эффектов на изменение температуры на забое нагнетательных скважин Рассматривалась работа нагнетательной скважины с последующей остановкой при следующих физических и теплофизических параметрах:

54 ROGTEC

Therefore, according to the evaluation of various effects influence on bottomhole temperature in the producing well, bottomhole fluid heating is mainly influenced by the JouleThomspon effect and temperature data can be interpreted by the procedure proposed by thesis [8]. Evaluation of Various Effects Influence on Bottomhole Temperature in Injection Wells The evaluation considered an injection well and following shutdown with the following physical and thermal-physical parameters:

According to the analysis of different summands, the influence on the temperature trend during the injection well operation and shutdown, in the course of injection well operation the key role is played by convective heat and the bottomhole temperature will eventually equal to the temperature of the fluid injected into the formation. When the well is shut down and the injected fluid temperature is below the surrounding rock temperature, the bottomhole temperature will rise mainly due to heat exchange with the surrounding rock. Fig. 2 shows dynamics of distinctive influence of source members and Peclet number during the injection well operation and shutdown. Being low, the adiabatic expansion coefficient and the Joule-Thompson ratio do not actually cause changes in the bottomhole temperature. Therefore, during either producing or injection well operation the heat transfer is determined by convective summand. Heat transfer is defined by convective summand (Pe > 1) at the beginning, after the well shutdown when cold fluid flows from the well to formation, and by conductive summand (Pe < 1) once the fluid flow stops. According to the analysis of the temperature trend in the bottomhole in shutdown wells with different skin-factors and fixed radius of the skin zone, reduced permeability of the skin-zone results in the bottomhole temperature drop in 10 days’ period. This is explained by a slower flow of the cold fluid in low-permeability skin zone. Therefore, according to the evaulation of various effects influence on bottomhole temperature in shutdown and injection wells, the key role in near-well fluid heating is played by heat exchange with environment. www.rogtecmagazine.com

PRODUCTION

Conclusion

Анализ динамики температуры на забое остановленных скважин при разных скин-факторах и фиксированном радиусе скин-зоны показал, www.rogtecmagazine.com

Changes in bottomhole temperature, in the cases of BFZ contamination, were studied. It was discovered that in producing wells the reduced skin-zone permeability resulted in the bottomhole temperature rising. In shutdown injection wells, where cold fluid flow occurred, the heating effect near to the bottomhole develops later.

Влияние эффекта

0,6

0,2

-0,2 600

t, сут / t, d

10 0

0,4

0,2

-0,2 0

600

500

t, сут / t, d

500

Число Пекле

Поскольку коэффициенты адиабатического расширения и Джоуля – Томсона для воды малы, они практически не влияют на изменение температуры на забое. Таким образом, при работе нагнетательной скважины, также как и добывающей, за теплоперенос отвечает конвективное слагаемое. После остановки скважины в начальный момент времени, когда происходит приток холодной жидкости из скважины в пласт, за теплоперенос отвечает конвективное слагаемое (Pe > 1), после прекращения притока – кондуктивное (Pe < 1).

Влияние эффекта

Анализ влияния различных слагаемых на динамику температуры в процессе работы и остановки нагнетательной скважины показал, что во время работы нагнетательной скважины основную роль играет конвективный перенос тепла, и температу- ра на забое со временем станет равна температуре закачиваемой в пласт жидкости. Во время остановки скважины, если температура закачиваемой жидкости меньше температуры окружающих пород, температура на забое будет расти преимущественно за счет теплообмена с окружающими породами. Динамика характерного влияниях источниковых a 0,6 членов и числа Пекле во время работы и остановки нагнетательной скважины 0,4 представлена на рис. 2.

Radial flat case numerical modeling of the pressure and temperature distribution patterns across the formation considered the thermal effects (Joule-Thompson effect, adiabatic effect, heat exchange with environment), conductive and convective heat, wellbore effect and the storage effect. The analysis which was based on the model output studied showed the influence from various thermal effects on the bottomhole temperatures in injection and producing wells during their operation and shutdown. The thermal effects evaluation showed that producing well temperatures are basically influenced by the JouleThompson effect and shutdown injection well temperature is mainly influenced by the heat exchange with environment.

400

300

200

100

t, сут / t, d Эффект Джоуля-Томсона Joule-Thompson effect

10 0

Адиабатический эффект Adiabatic effect

t, сут / t, d

Теплообмен с окружающей средой Heat exchange with environment

Рисунок 2. Оценка влияния различных эффектов в логарифмическом (а, б) и линейном (в, г) масштабе во время работы и остановки нагнетательной скважины Figure 2. Evaluation of Various Effects Influence on in Logarithmic Scale (a, b) and Linear Scale During Injection Well Operation and Shutdown

ROGTEC 55

ДОБЫЧА что с уменьшением проницаемости скин-зоны температура на забое за 10 сут уменьшается. Это можно объяснить более медленным оттоком холодной жидкости в скинзоне низкой проницаемости.

The authors express gratitude to I. Khabibulin, (Bashkiria State University), E. Nazargalin, A. Slabetskiy (RN-Yugansknefgegaz), V. Krasnov (NK-Rosneft) for review and valuable comments.

Таким образом, оценка влияния различных эффектов на изменение температуры на забое остановленных нагнетательных скважин показала, что основную роль в нагреве жидкости вблизи скважины играет теплообмен с окружающей средой.

1. Hawkins M.F., A note on the skin effect, Trans. AIME, 1956, V. 207, pp. 356–357. 2. Wattenbarger R.A., Ramey H.J., An investigation of wellbore storage and skin effect in unsteady liquid flow: II. Finite difference treatment, SPE J., 1970, pp. 291-297. 3. Deeva T.A., Kamartdinov M.R., Kulagina T.E., Mangazeev P.V., Hydrodynamic studies of wells: the analysis and interpretation of data), Tomsk: Publ. of TPU, 2009, 243 p. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В.Мангазеев. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – 243 с. 4. Earlougher R.C., Advances in well test analysis, SPE’s Monograph 5, 1977, 264 p. 5. Ramey H.J., Wellbore heat transmission, J. Pet. Tech., 1962, V. 14(4), pp. 427-435. 6. Chekalyuk E.B., Thermodynamics of oil reservoir, Moscow: Nedra Publ., 1965, 238 p. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1965. – 238 с. 7. Valiullin R.A., Sharafutdinov R.F., Ramazanov A.Sh., A research into thermal fields in fluid-saturated porous media, Powder technology, 2004, V. 148, pp. 72– 77. 8. Ramazanov A.Sh., Valiullin R.A., Sadretdinov A.A., Shako V.V., Pimenov V.P., Fedorov V.N., Belov K.V., Thermal modeling for characterization of near wellbore zone and zonal allocation, SPE 136256, 2010. 9. Dawkrajai P., Lake L.W., Yoshioka K., Zhu D., Hill A.D., Detection of water or gas entries in horizontal wells from temperature profile, SPE 100050, 2006. 10. Sui W., Zhu D., Hill A.D., Ehlig-Economides C.A., Model for transient temperature and pressure behavior in commingled vertical wells, SPE 115200, 2008. 11. Duru O.O., Horne R.N., Modeling reservoir temperature transients and matching to permanent downhole gauge data for reservoir parameter estimation, SPE ATCE in Denver, CO, SPE 115791-PP, 2008. 12. App J.F., Yoshioka K., Influence of reservoir permeability on flowing sandface temperatures: dimensionless analysis, SPE 146951, 2013. 13. Rubinshteyn L.I., On the temperature pattern across a reservoir when injecting the hot coolant to reservoir, Proceedings of USPTU, 1958, V. 2, pp. 149-173. Рубинштейн Л.И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя // Труды/ ин-та/Уфим. нефт. института. – 1958. – Вып 2. – С. 149–173. 14. Patankar S., Numerical heat transfer and fluid flow, Hemisphere Publishing Corporation, New York, 1980. Патанкар С. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости / пер. с англ. – М.: Энергоатомиздат, 1984.– 152 с.

Заключение

Выполнено численное моделирование распространения давления и температуры в пласте для плоскорадиального случая с учетом температурных эффектов (эффект Джоуля – Томсона, адиабатический эффект, теплообмен с окружающей средой), кондуктивного и конвективного переноса тепла, влияния ствола скважины и послепритока/послеоттока жидкости. На основе результатов моделирования проведен анализ влияния различных температурных эффектов на изменение температуры на забое нагнетательных и добывающих скважин на этапах эксплуатации и остановки. Оценка температурных эффектов показала, что в работающих добывающих скважинах основное влияние на изменение температуры оказывает эффект Джоуля – Томсона, в остановленных нагнетательных и добывающих – теплообмен с окружающей средой. Проведен анализ изменения температуры на забое при загрязнении ПЗП. Для добывающих скважин выявлено, что с уменьшением проницаемости скин-зоны температура на забое увеличивается, для остановленных нагнетательных скважин с холодной закачкой эффект нагрева вблизи забоя проявляется позже. Авторы выражают благодарность И.Л. Хабибулину (Башкирский гос. университет), Э.Р. Назаргалину, А.А. Слабецкому (ООО «РН-Юганск нефтегаз»), В.А. Краснову (ОАО «НК «Роснефть») за обсуждение результатов и ценные замечания. Статья опубликована в научно-техническом Вестнике ОАО «НК «Роснефть» № 1, 2016 г., стр. 28; 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.28. Printed with permission from the Editorial Board.

56 ROGTEC

References / Список литературы

www.rogtecmagazine.com

FIELD DEVELOPMENT

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 57

ИНЖИНИРИНГ

РАЗВИТИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО ИНЖИНИРИНГА ЧЕРЕЗ НЕЗАВИСИМЫЕ КОМПАНИИ NOVATEK STC: EPCM - THE CHALLENGES FACING RUSSIA’S ENGINEERING COMPANIES Язьков Алексей Викторович, ООО «НОВАТЭК НТЦ» (материал отражает личную точку зрения автора)

настоящее время рынок инжиниринговых услуг, а вместе с ним и инжиниринговые компании, переживают “болезненный” переход из ранее выстроенной советской системы оказания инжиниринговых услуг через отраслевые институты, заказчиками которых являлось государство в лице министерств и ведомств, в систему с формирующимися рыночными отношениями между заказчиками и исполнителями в лице коммерческих предприятий с разным уровнем аффилированности и непрерывного поиска и адаптации бизнесмоделей к текущим условиям рынка. Этот переход не мог не отразиться на бывшем некогда мощным инженерном потенциале, который фактически утрачен. За тот период произошло внедрение на российский рынок иностранных инжиниринговых компаний, особенно в тех проектах, где требовались высокотехнологичные решения. Это способствовало потери конкурентоспособности российских инжиниринговых компаний, поскольку прекратилось развитие технологий. Нет сомнений, что эффективность производств и финансовые показатели добывающих и перерабатывающих предприятий нефтегазового сектора напрямую зависят от уровня развития сервисных инжиниринговых компаний, а точнее сказать, от уровня технологичности, если угодно, инновационности, применяемых ими техникоэкономических решений и качеством их реализации.

58 ROGTEC

Alexey Yazkov, NOVATEK STC

(This material reflects the personal views of the author)

he engineering market along with the engineering companies are currently undergoing a painful transition from an earlier Soviet created system of providing engineering services through the sectoral institutions. With the customer being the government represented by government ministries and agencies into a system within the evolving market economy of customers and contractors, whilst eternally searching for and adapting their business models to the market conditions. Such a transition could not help but have had an impact on a once strong engineering capacity, which is now actually lost. During that time foreign engineering companies penetrated the Russian market especially for projects requiring high-tech solutions. It rendered the Russian engineering companies non-competitive due to the stopped technological advancement. There is no doubt that the production efficiency and financial performance of the oil and gas downstream and upstream companies rely directly on the engineering companies’ level of development or, more specifically, the technology content, i.e. innovation of their applied technological and economic solutions and quality of their implementation. But let’s try to answer the questions of where and by whom these technologies should be developed. The government, represented by ministries and agencies, is an institution that can fund long-term development of technologies similar to basic science. This was just the www.rogtecmagazine.com

ENGINEERING Однако где и кто должен развивать технологии, попробуем ответить на этот вопрос. Государство в лице министерств и ведомств является тем институтом, которое может финансировать развитие технологий в долгосрочной перспективе, подобно тому, как это делается в фундаментальной науке. Именно так все и было в советское время, когда научно-исследовательские работы (НИР) и проектно-изыскательские работы (ПИР) профильными министерствами и ведомствами заказывались в НИПИ (научно-исследовательских и проектных институтах). Именно в то время проектные организации получали сложные государственные заказы в виде НИР и ПИР, выполняли их, развивались и имели достаточные ресурсы и технологии для оказания комплексных услуг на высоком технологическом уровне. Когда советской системы не стало, были застойные времена, после которых мы утратили прежде мощный инжиниринговый потенциал, и теперь значительно уступаем глобальным иностранным инжиниринговым компаниям. В современное время ответственность за развитие технологий сосредоточилась в трех типах НИПИ с точки зрения их принадлежности: государственных НИПИ, НИПИ при ВИНК (вертикально-интегрированных нефтегазовых компаниях) и независимых НИПИ. С одной стороны, все компании понимают, что технологии – это основной средне-долгосрочный конкурирующий фактор, который гарантирует стратегию устойчивого роста компании и спрос на ее услуги. С другой стороны, для развития технологии требуются условия, созданные государством, и инвестиции для сокращения существенного отставания по сравнению с иностранными инжиниринговыми компаниями и опережения этих компаний. Условий для развития инжиниринга, созданных государством, в настоящее время недостаточно, хотя и нельзя сказать, что государство ничего не делает [Мантуров Д.В. «Развитие инжиниринга – важнейшая составляющая формирования инновационной экономики в России». – Вестник МГТУ им. Н.Э.Баумана, 2013.]. Однако проблемная область состоит в том, что существующие бизнес-модели инжиниринговых компаний и созданные государством условия противоречат стратегии долгосрочного развития www.rogtecmagazine.com

case in the Soviet era when research and development (R&D) and engineering and survey were contracted to the research and design institutes (“NIPIs”) by the sectoral ministries and agencies. At that time the design agencies were awarded complex government contracts for R&D and engineering and surveys, delivered them, grew and had sufficient resources and technologies to provide integrated services at a high technology level. When the Soviet system ended there was a period of stagnation following which we lost a once strong engineering capacity and now we are significantly inferior to the foreign global engineering companies. In modern times the responsibility to develop technologies is centered around three types of NIPIs based on ownership - the government NIPIs, vertically integrated oil and gas companies’ («supermajors») NIPIs and independent NIPIs. On one hand, all companies perceive technology as a core mid-term component of competitiveness that guarantees a sustainable company growth and stable demand for its services. On the other hand, developing technology requires an environment created by the government and investment to close a measurable gap with the foreign engineering companies and leave them behind. The environment created by the government is not sufficiently stimulating for engineering development at the moment, although it cannot be said that the government is not doing anything [Manturov D. V. Engineering Development Is Crucial Factor in Shaping Russian Economy of Innovation. Bauman Moscow State Technical University’s Bulletin, 2013]. However, the area of concern is that the existing business models of engineering companies and the government created environment clash with the long-term development strategy of these companies in their role as global players in the engineering market in competition with overseas players. First, the services of the government-owned NIPIs from the days of USSR are engaged only by the ministries under public contracts. The super-majors are not willing to use the services of the government-owned NIPIs since they have their own research and development (R&D) and engineering centers within their boundaries as private companies that funnel the key engineering and R&D resources (around 80% of services are provided by the super-majors’ R&D and engineering centers).

ROGTEC 59

ИНЖИНИРИНГ этих компаний как глобальных игроков на рынке инжиниринговых услуг в условиях конкуренции с иностранными игроками. Во-первых, услугами оставшихся после СССР государственных НИПИ пользуются лишь министерства по государственным заказам. ВИНК не заинтересованы в услугах государственных НИПИ, поскольку в их собственных структурах имеются свои научно-технические центры (НТЦ) и инжиниринговые центры (ИЦ) в виде кэптивных компаний, где сосредоточены основные проектные и научноисследовательские ресурсы (около 80% услуг обеспечиваются НТЦ и ИЦ при ВИНК). Такая ситуация привела к тому, что государственные НИПИ не сталкиваются с реальными задачами, которые стоят у ВИНК, что привело к существенной деградации их компетенции. Они оказались вне современных инженерных проблем нефтегазового бизнеса. Поэтому государственные НИПИ не являются центрами развития технологий и комплексных инжиниринговых услуг. Во-вторых, независимые НИПИ сосредоточены в основном на услугах для небольших добывающих нефтегазовых компаний, а также на типовых проектных работах, где они являются посредниками между НИПИ при ВИНК и государственной экспертизой. При этом в этих проектах инжиниринговая роль независимых НИПИ очень слаба, поскольку в этой ситуации все проектные решения принадлежат либо сильной инжиниринговой службе добывающих нефтегазовых компаний, либо НИПИ при ВИНК. Отсюда при проведении тендерных торгов независимые НИПИ конкурируют в основном за счет минимизации своих издержек и небольшой маржи, поэтому в предлагаемой стоимости своих услуг отсутствует инвестиции на свое развитие и развитие технологий. Такие компании стремятся к однотипным работам и сторонятся наукоемких высокотехнологичных задач. Однако российские подразделения иностранных сервисных компаний сфокусированы на решении специфичных задач, где требуются нестандартные/инновационные подходы. Стоимость данных решений может кратно превышать

60 ROGTEC

These circumstances have led to the government-owned NIPIs never dealing with the actual challenges faced by the super-majors, which substantially deteriorates their expertise. They were pushed to the brink of the today’s engineering challenges of the oil and gas business. In view of this, the government-owned NIPIs are not the focal points for developing technologies and integrated engineering services. Second, the independent NIPIs are mainly centered on

services for small oil and gas upstream companies and standard designs where they operate as intermediaries between the super-majors’ NIPIs and the state expert review. At that the engineering role of the independent NIPIs is utterly marginal since all engineering solutions belong to either a capable engineering department within an O&G upstream company or a super-major’s NIPI in these circumstances. Hence, when bidding, the independent NIPIs have a competitive edge in stripping down their cost and putting a small mark-up, that’s why the quoted price for their services includes no investments for their own development and technology development. These companies aim for the same type jobs and avoid knowledge intensive, highly technical tasks. However, the Russian offices of the overseas service companies are intent on solving specific tasks requiring the non-outof-the-box / innovative approaches. The cost of such solutions can exceed that of standard designs multifold so a super-major often engages the foreign NIPIs, thus investing into their development. Third, the super-majors’ NIPIs might seemingly assume their role in developing the technologies necessary in the medium / long term and create a talent pipeline of highly qualified engineering professionals, experts, or, in short, an engineering elite, within their companies that might develop and sustain technologies. However, www.rogtecmagazine.com

ENGINEERING типовые проектные работы, поэтому ВИНК зачастую обращается за услугами иностранных НИПИ, тем самым инвестируя в их развитие. В-третьих, казалось бы, НИПИ при ВИНК могли бы взять на себя функцию развития технологий, которые необходимы в среднесрочной/ долгосрочной перспективе и на своей базе взрастить высококвалифицированных технических специалистов, экспертов, одним словом, техническую элиту, которая могла бы осуществить развитие и преемственность технологий. Однако, все ВИНК, государственные и частные, нацелены на минимизацию своих издержек, как следствие, от этого страдает больше НИОКР, а НИПИ при ВИНК больше сосредоточены на задачах операционной деятельности добывающих предприятий, предпочтение отдает в пользу сиюминутных решений и не мотивированы в развитии технологий на среднесрочную/долгосрочную перспективу, которые не рассматриваются ими как долгосрочное конкурентное преимущество. А любое финансирование НИОКР воспринимается руководством как фактор, увеличивающий себестоимость добычи углеводородного сырья и снижающий конкуренцию на рынке конечных продуктов. Таким образом, российские НИПИ не занимаются активным развитием НИОКР без финансирования нефтегазовыми компаниями и государством, поскольку НИОКР требует долгосрочных инвестиций. Корпоративные НИПИ стремятся больше заимствовать технологии, решая свои операционные задачи, а независимые и государственные НИПИ из-за отсутствия заказов на НИОКР все больше фокусируются на типовых сервисных услугах для нефтегазовых компаний. Хотя именно независимые инжиниринговые компании могут являться драйвером развития технологий при стимулирующем инвестиционном климате, поскольку технологии – это их конкурентное преимущество на рынке инжиниринговых услуг, если их рассматривать как самостоятельный бизнес. Однако существуют высокие барьеры входа для независимых игроков на инжиниринговый рынок в части реализации крупных проектов нефтегазового строительства. Это связано, прежде всего, с монополизацией рынка, поскольку крупнейшие компании-заказчики предпочитают узкий круг кэптивных компаний, которые не дают им зайти на этот рынок и начать развиваться. Это снижает уровень конкуренции и препятствует развитию технологий независимыми компаниями. Поэтому сегмент независимых инжиниринговых компаний у нас развит слабо. Чтобы развиваться и вкладывать в технологии, www.rogtecmagazine.com

both government-owned and private super-majors aspire reducing their expenses, therefore, R&D is the most affected while the super-majors’ NIPIs are more concerned with the operational tasks of upstream companies, opting for quick-fix tactics and discouraged to develop the medium / long term technologies which are not considered a long-term competitive edge by them. And any R&D funding is, in their management’s view, a factor increasing the hydrocarbon production cost and curbing competitiveness in the final product market. As a result, the Russian NIPIs do not proactively develop R&D without the O&G companies and government funding since R&D dictates a long-term investment. The corporate NIPIs are more inclined to adopt technologies to untangle their operational challenges while the independent and government-owned NIPIs get more and more pinpointed on the standard services for O&G companies due to non-existing R&D contracts. Yet the independent engineering companies may be the driver for developing technologies in an invigorating investment environment since technologies are their competitive advantage in the engineering market if we regard them as independent businesses. Meanwhile there are many entry barriers for the independent players in the engineering market to implement the large O&G construction projects. This derives mainly from a heavily concentrated market, since the largest customers favor a narrow group of captive companies that impede their entry to the market and growth. It curbs competition and hinders the technology development by the independent companies. In view of this, our independent engineering segment is underdeveloped. To grow and invest in technologies one should work under an EPCM framework and earn profit at every stage of creating (adding) value. The inadequate scale of independent companies’ business does not allow highly technical under a full-cycle business model, as an EPCM (Engineering, Procurement, and Construction Management) company. Basically, the Russian customer has no expertise in the field of engineering, construction and operation of O&G facilities aiming for the turn key services at the highest levels of risk for the EPCM contractor’s business and the lowest levels of risk for the customer. In view of this, only a full-cycle engineering company with financial stability, necessary equipment and manpower along with the capability to promptly mobilize these resources for the project can take on a complete work scope and the responsibility for its delivery. Only large captive, “non-market”, companies that have little motivation to develop technologies possess these characteristics while the modern, independent companies are prompted but do not possess such qualities which is a barrier to entry for them in the large projects.

ROGTEC 61

ИНЖИНИРИНГ необходимо работать в EPCM-формате и получать прибыль на всех этапах цепочки создания ценности (добавленной стоимости). Недостаточный масштаб бизнеса независимых компаний не позволяет им развиваться по модели компании полного цикла – EPCM- компании (Engineering, Procurement, Construction, Management). В основном, российский заказчик не обладает компетенциями в сфере проектирования, строительства и эксплуатации объектов нефтегазовой промышленности, стремится получить услуги “под ключ” при максимальных рисках для бизнеса EPCMподрядчика и минимальных – для заказчика. Однако взять на себя весь объем работ и всю ответственность за их выполнение может только инжиниринговая компания полного цикла, характеризующаяся финансовой стабильностью, наличием необходимой техники и специалистов, наряду с возможностью быстро мобилизовать эти ресурсы для выполнения проекта. Этими качествами обладают только крупные кэптивные компании, которые не “рыночные” и слабомотивированные на развитие технологий, а современные независимые компании мотивированны, но этими качествами не обладают, и это является барьером входа для них на крупные проекты. Таким образом, еще одна проблема независимых инжиниринговых компаний состоит в том, что их бизнес-модели ориентированы больше на получение крупных типовых EPCМ-контрактов с исчезающе малой долей новых технологий, однако малый масштаб их бизнеса не позволяет им гарантировать заказчику свою финансовую стабильность и реализацию таких проектов. Поэтому такие заказы отдаются крупным строительным компаниям при ВИНК. Подводя итог, хотелось бы отметить, что развитие российского инжиниринга в нефтегазовой сфере возможно через независимые инжиниринговые компании, которые рассматривают инжиниринг как самостоятельный бизнес и мотивированы на развитие технологий с целью создания своих конкурентных преимуществ. Наилучшим вариантом развития независимых игроков инжинирингового рынка видится бизнес-модель, которая предполагает не фокусирование на крупных строительных EPCMпроектах, а поиск и выбор высокотехнологичной мелкомасштабной ниши инжиниринговых услуг в EPCM формате, например услуги по проектированию и строительству малотоннажных СПГ (сжиженный природный газ) - и GTL-установок (Gas to liquid). Их реализация позволит получать опыт, прибыль, инвестируя ее на развитие и расширение масштаба своего бизнеса, чтобы обеспечить инвестиционную привлекательность и конкурентоспособность с крупными строительными компаниями при ВИНК и глобальными иностранными инжиниринговыми

62 ROGTEC

Another issue with the independent engineering companies is that their business models are more focused on winning the large standard EPCM contacts with a vanishingly small share of new technologies while the small scale of their business keeps them from assuring the customer of their financial stability and suitability for such projects. That’s why such contracts are awarded to the large construction companies of the super-majors. To sum up, the development of the Russian engineering in the O&G field is possible through the independent engineering companies that see engineering as a standalone business and aim for developing technologies to build their competitive edge. A business model that is not focused on the large construction EPCM projects but on the search for and selection of a high-tech small scale engineering niches under the EPCM framework, e.g., design and construction of small LNG (liquefied natural gas) and GTL (gas to liquid) units, is perceived as the best growth opportunity for the independent players in the engineering market. Implementation will bring new experience and profit to invest into business growth and expansion to ensure investment prospects and a competitive edge for the large construction companies of the super-majors and the global overseas engineering companies in the field of high-tech challenges. But there are still some issues with the lack of experience in implementing such projects. As such the project accomplishment should capitalize on the foreign engineering companies’ relevant experience and be participated by the small innovative businesses of the academic institutions. This will integrate foreign and domestic technologies and world-class project management experience in the small projects, build knowledge databases, introduce the best cutting edge practices and technologies thus building momentum for aggressive growth and consolidation of Russian companies and their coming to the market of the large EPCM projects. компаниями в области высокотехнологичных задач. Однако существуют еще определённые проблемы с недостаточным опытом в части реализации таких проектов. Поэтому такие проекты должны реализовываться с участием опыта зарубежных инжиниринговых компаний, которые имеют опыт в этом сегменте рынка, а также с участием малых коммерческих инновационных предприятий при академических институтах. Это позволит интегрировать зарубежные и отечественные технологии и опыт проектного управления мирового уровня на небольших проектах, накоплению банков знаний, внедрению передовых лучших практик и технологий, за счет чего может быть обеспечен агрессивный рост и укрупнение российских компаний и выход их на рынок крупных EPCM-проектов. www.rogtecmagazine.com

БУРЕНИЕ

Об особенностях эксплуатации электрооборудования и средств автоматизации систем верхнего привода

Electrical Equipment & Controls for Top Drive Systems Никулин О.В., ведущий инженер-энергетик, ООО «УК «Татбурнефть», к.т.н.

O. V. Nikulin, Lead Power Engineer, Tatburneft Management Company, PhD

Шабанов В.А., профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, к.т.н.

V. A. Shabanov, Professor, Ufa State Petroleum Technological University, PhD

истема верхнего привода (СВП) в последнее время становится наиболее популярным способом бурения нефтяных и газовых скважин. Этой системой оборудуются как импортные, так и отечественные буровые установки. В принципе, верхний привод представляет собой подвижный вращатель с сальником-вертлюгом, оснащенный комплексом средств механизации спуско-подъемных операций – силовой вертлюг. При его использовании не нужны бурильная ведущая труба и шурф под нее, а также намного облегчается труд помощника бурильщика, поскольку элеватор механически подается в необходимую позицию. Вместо наращиваний одиночными трубами («одиночками») можно наращивать бурильную колонну свечами.

64 ROGTEC

he top drive system (TDS), an oil and gas drilling technology, is becoming very widespread lately. Both imported and domestic drilling rigs are equipped with such a system. Basically, the top drive is a travelling rotary mechanism with a swivel provided with a mechanical handling system, or a power swivel. Its use eliminates the kelly and rathole and greatly facilitates the labor of the floormen since the elevator is automatically moved to the required position. Drilling can be done with stands rather than with single drill pipes (singles). Further, the use of TDS is required by the oil safety rules if the horizontal section exceeds 300 m [1]. The TDS general arrangement is shown in Fig. 1. www.rogtecmagazine.com

DRILLING Кроме того, применение СВП предусмотрено правилами безопасности в нефтяной промышленности при условии, что длина горизонтального участка составляет более 300 м [1]. Общий вид системы верхнего привода показан на рисунке 1.

The top drive system attaches to the travelling block with hanger 1; the entire system moves vertically along guides 2. The system centerline is aligned with the well centerline. The power train contains squirrel-cage induction motor 3 and transmission 4. Drilling mud is supplied to pipe 5 through a flexible hose. The power swivel hangs up elevator 7 to latch the box end of the drill pipe with links 6 during handling.

Система верхнего привода крепится с помощью подвески 1 к талевому блоку, вся система The elevator is removed for движется вертикально drilling and the upper end of по направляющим 2. the drill pipe is spun up to Ось системы совпадает stabbing guide 8 which is с осью скважины. essentially an output shaft of Приводное устройство the power train. When required содержит асинхронный the drilling string is reversed электродвигатель 3 с by reversing the drilling motor. короткозамкнутым ротором Reactive torque generated by и редуктор 4. Буровой TDS operation is absorbed by раствор подводится при guide runners 2. помощи гибкого шланга к трубопроводу 5. В процессе Induction motor 3 is the спуско-подъемных операций drilling motor that has a к силовому вертлюгу cooling system including с помощью штропов 6 cooling fan motor 9 and air подвешивается элеватор duct 10. On motor shaft 9 7, который служит для encoder 11 provides speed захвата верхней муфты feedback. бурильной трубы. При бурении элеватор снимается, Рисунок 1. Общий вид системы верхнего привода Through drilling motor 3 (Fig. верхний конец бурильной 1) the top drive system [1] Figure 1. Top drive system general arrangement трубы привинчивается к supports соединительному устройству 8, которое по существу • Drill string rotation during drilling, pipe handling, forward является выходным валом приводного устройства. and back reaming and hole opening При необходимости реверс колонны осуществляется • Spin-up, make-up, break-out, and spin-out of the реверсированием двигателя. Реактивный момент, drill strings; making up connections with a torque set by возникающий при работе СВП, воспринимается the driller направляющими 2. • Drill string rotation during DTH drilling Асинхронный электродвигатель 3 является главным двигателем и имеет систему охлаждения, состоящую из электродвигателя обдува 9 и воздуховода 10. Для обеспечения обратной связи по скорости на валу электродвигателя 3 расположен энкодер 11. Система верхнего привода обеспечивает [1] посредством главного двигателя 3 (рисунок 1): • вращение бурильной колонны при бурении, спуско подъемные операции, проработку и расширение ствола скважины методом «сверху вниз» и «снизу-вверх»; • свинчивание, закрепление, раскрепление и развинчивание бурильных колонн; закрепление трубных соединений с контролируемым бурильщиком моментом; • проворачивание бурильной колонны при бурении забойным двигателем. www.rogtecmagazine.com

Through links 6 (Fig. 1) equipped with hydraulic link tilts 12 and holding tongs 13 to latch pipes the top drive system [1] supports • Pipe handling • Casing running • Drilling with stands and singles Wells flushing out and drill string reciprocation and cleaning during emergency and mitigation response activities are through pipe 5 incorporated into the top drive system. The key TDS benefits are • Reduced scope and time of secondary operations (e. g., adding new pipes during drilling) • Underreaming while tripping in and out • Precision well placement for directional drilling • Reduced time of the drill crew’s initial actions at the first indications of gas, water or oil ingress and diminished risk

ROGTEC 65

БУРЕНИЕ 47469

40688

T, N*m

33906

М, Н*m

При помощи штропов 6 (рисунок 1), оборудованных гидравлическими штропоотклонителями 12 и стопорного ключа 13, обеспечивающего фиксацию труб: • проведение спуско подъемных операций; • проведение операций по спуску обсадных колонн; • наращивание бурильной колонны с вечами и однотрубками.

27125

20344 13565

6781 0

100

n, об/мин

N, RPM

150

200

Рисунок 2. Механическая характеристика СВП Благодаря наличию Figure 2. TDS speed/torque curve трубопровода 5, интегрированного в of a kick through the drilling string систему верхнего привода обеспечивается промывка • Diminished risk of drill tool sticking скважины, а так же расхаживание с промывкой • Facilitated casing running in the tight spots through бурильных колонн при ликвидации аварий и rotation and flushing осложнениях. • Enhanced drill crew safety • Reduced drilling time and well construction time in general [1]. Основные преимущества СВП: • сокращение объема и времени вспомогательных Figure 2 shows a TDS speed/torque curve. The A-B операций (например, наращивание труб при бурении); section is a constancy curve for the power generated by • расширение ствола скважины при спуске и the electrical drive and the B-C curve is a torque constancy подъеме инструмента; curve. The maximum «braking» moment is reached at point • повышение точности проводки скважин при D. Additional strict limitation on torque (the А–А1 section) is направленном бурении; effected in the minimum torque mode. • уменьшение времени первоочередных действий буровой бригады при первых признаках газо-водоAny of the modes discussed above is selected by the driller нефтепроявлениях и снижение вероятности with help of relevant switches on the panel. A minimum выброса флюида из скважины через torque mode (the А–А1 section) is selected for turbo drilling бурильную колонну; with simultaneous rotation of the drilling string. The constant • сокращение рисков вероятности прихвата power mode is used for drilling with the TDS drilling motor бурильного инструмента; that transmits torque to the drill pipes. The constant torque • облегчение спуска обсадных труб в зонах mode (the B-C section) is used for pipe recovery, etc. осложнений за счет вращения и промывки; Operation within the C-D section is for drill pipe spin-in and • повышение безопасности буровой бригады; spin-out. • сокращение сроков бурения и в целом строительства скважин [1]. The power train of TDS is set up as a transformer-rectifierinverter (Fig. 3). The transformer T steps down voltage На рисунке 2 показана механическая характеристика from 6kV to 600V. The diagram includes the commutating СВП. Участок А–В является кривой постоянства inductors L at the input of the rectifier B and filtering развиваемой электроприводом мощности, участок inductors at the output of the inverter И to neutralize higher В–С – режим постоянства момента, при этом harmonics. The diagram features a TDS dynamic braking максимальный «стопорный» момент достигается в unit to remove extra power to the braking resistor R. точке D. В режиме минимального момента вводится в действие дополнительное жесткое ограничение The three phase sine-wave input voltage with a constant момента (участок А–А1). amplitude and frequency is rectified in the rectifier B and then converted in the inverter И to alternating voltage with Выбор того или иного из рассмотренных режимов a variable frequency and amplitude. Output frequency fвых.

66 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

RPI Advert

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 67

БУРЕНИЕ производит бурильщик при помощи соответствующих переключателей на пульте. При бурении турбобуром с одновременным проворачиванием колонны бурильных труб устанавливается режим минимального момента (участок А–А1); режим постоянства мощности используется при бурении с использованием главного двигателя СВП, передающего вращение бурильным трубам; при ликвидации прихватов и т.п. используется режим постоянства момента (участок В–С). Работа на участке C–D происходит в моменты свинчивания и развинчивания бурильных труб.

Рисунок 3. Структурная схема электропривода СВП Figure 3. Block diagram for TDS electrical drive

Электропривод СВП построен по схеме «Трансформатор-Выпрямитель-Инвертор» (рисунок 3). Трансформатор Т понижает напряжение от 6 кВ до 600 В. Схема содержит коммутирующие дроссели L на входе выпрямителя В и фильтрующие дроссели на выходе инвертера И для подавления высших гармоник. Особенностью схемы является наличие блока динамического торможения БДТ, сбрасывающего излишки энергии на тормозной резистор R. Входное трехфазное синусоидальное напряжение с постоянной амплитудой и частотой выпрямляется в выпрямителе B, а затем вновь преобразуется в инверторе И в переменное напряжение изменяемой частоты и амплитуды. Регулирование выходной частоты fвых. и напряжения Uвых. осуществляется в инверторе за счет высокочастотного широтноимпульсного управления. Широтно-импульсное управление характеризуется периодом модуляции, внутри которого обмотка статора электродвигателя подключается поочередно к положительному и отрицательному полюсам выпрямителя. Длительность подключения каждой обмотки в пределах периода следования импульсов модулируется по синусоидальному закону. Наибольшая ширина импульсов обеспечивается в середине полупериода, а к началу и концу полупериода уменьшается. Таким образом, система управления инвертором обеспечивает широтно-импульсную модуляцию напряжения, прикладываемого к обмоткам двигателя. Амплитуда и частота напряжения определяются параметрами модулирующей синусоидальной функции. Таким образом, на выходе преобразователя частоты формируется переменное напряжение изменяемой частоты и амплитуды. Изменение частоты и амплитуды питающего напряжения позволяет

68 ROGTEC

and voltage Uвых. are adjusted by the inverter through highfrequency pulse-width modulation. Pulse-width modulation is described by a modulation period within which the stator winding of the motor is alternately coupled to the positive and negative poles of the rectifier. Coupling time for each winding is sinusoidally modulated within the pulse repetition period. The maximum impulse length is at the middle of the half-wave and decreases by the start and end of the halfwave. As such the inverter control system provides for the pulse-width modulation of the voltage applied to the motor windings. Voltage amplitude and frequency are defined by the characteristics of the modulating sine function. This way alternating voltage with a variable frequency and amplitude is produced at the converter output. Adjusting frequency and amplitude of the supply voltage supports better utilization of motor capacity by the drive operation in the constant power or constant torque modes [3, 4, 5]. Shaft horse power of the TDS drilling motor in different modes can be represented as a sum of three components: • Horse power used for idle rotation of the drilling string Nх.в. • Horse power used for rock breakdown at the bottom hole Nзаб. • Drive mechanism horse power losses Nп.. Horse power used for idle rotation of the drilling string is determined based on a multitude of parameters: well depth, diameter and course, drilling practices, rock condition and drilling mud type. For operational calculations the following empirical equations can be used for straight holes with a maximum angle of 75° [3]: Nх.в=55.8∙10-4k1∙k2∙k3 (1+0.44∙cosβ∙(0.9+20∙δ))∙k4∙q∙d∙n1.83∙L0.75 (1) where k1: k2:

Drill pipe connection type factor (k1=1 for flush coupled pipes; k1=1.3 for box- and-pin ends) Mud type and dope use factor (k2=1.1÷1.3 for mud laden fluid flushing; www.rogtecmagazine.com

РОССИЯ, МОСКВА, ЦВК «ЭКСПОЦЕНТР» IT

17-Я МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА

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

Организаторы:

www.neftegaz-expo.ru

БУРЕНИЕ полнее использовать мощность электродвигателя, обеспечивая работы привода в режиме постоянства мощности или постоянства момента [3, 4, 5]. Мощность, развиваемая на валу электродвигателя СВП в различных режимах, может быть представлена как сумма трех составляющих: • мощность, расходуемая на холостое вращение колонны бурильных туб (КБТ) Nх.в.; • мощность, расходуемая на разрушение горной породы на забое скважины Nзаб.; • мощность, расходуемая на потери в механизмах привода Nп.. Мощность, расходуемая на холостое вращение КБТ, определяется в зависимости от большого числа факторов – глубины, диаметра и профиля скважины, параметров режима бурения, состояния пород и вида промывочной жидкости. Для практических расчетов можно воспользоваться экспериментальными формулами для вертикальных скважин с углом наклона до 75° [3]: Nх.в=55.8∙10-4k1∙k2∙k3 (1+0.44∙cosβ∙(0.9+20∙δ))∙k4∙q∙d∙n1.83∙L0.75 (1) коэффициент, учитывающий где k1 тип соединения бурильных труб (для ниппельного соединения k1=1; для муфтово-замкового – k1=1,3); коэффициент, учитывающий k2 вид промывочной жидкости и применение антивибрационной смазки (при промывке глинистым раствором k2=1,1÷1,3; при промывке водой k2=1; при использовании антивибрационной смазки или эмульсионного раствора k2=0,4÷0,6); k3 коэффициент, учитывающий характер стенок скважины (для нормального разреза k3=1; в сложных геологических условиях k3=1,5÷2); k4 коэффициент, учитывающий материал бурильных труб (для стальных бурильных трубk4=1; для алюминиевых бурильных труб k4=0,75); δ=(D–d)/2 зазор между стенками скважины и бурильными трубами, м, где D – диаметр скважины, м; d диаметр бурильных труб, м; q масса 1 м бурильных труб, кг/м; n частота вращения долота, с-1; L глубина скважины, м; cosβ косинус угла наклона скважины. Для определения мощности, необходимой для

70 ROGTEC

k2=1 for water flushing; k2=0.4÷0.6 for dope or emulsion mud) Hole wall factor (k3=1 for normal section; k3: k3=1.5÷2 for difficult wells) k4: Drill pipe material factor (k4=1 for steel drill pipes; k4=0.75 for aluminum drill pipes) δ=(D–d)/2: Gap between hole walls and drill pipes, m, where D is the well diameter, m d: Drill pipe diameter, m q: Weight of 1m of drill pipes, kg/m n: Bit speed, s-1 L Well depth, m cosβ Well angle cosine A semi-empirical equation suggested by A. E. Saroyan [6] is used to determine the horse power required for idle rotation of a steel drill string when drilling wells with an angle less than 5° [6]: Nх.в=13.5·10–8∙L∙d2∙(60∙n)1.5∙D0.5∙γж

(2)

where γж: Mud weight, N/m3. Nх.в decreases with the decrease in the pipe specific gravity for the light alloy pipes. Horse power for rock breakdown during drilling depends on the rock breakdown tool type and drilling parameters. For hard metal bit drilling the horse power used for rock breakdown is determined by the following equation Nзаб=5.3·10-4·0.1·P·60·n·Dср.k·(0.137+μ) where Р: Dср.k:

Axial load, N Average bit diameter, m

Dср.к=D1k+D2k/2 where D1k , D2k: μ:

(3)

(4) Bit outside and inside diameter, m Friction coefficient between cutting insert and bottom hole rock

Friction coefficient between cutting insert and rock is a function of many factors and an approximate value. It is related to the drilling parameters, drilling fluid composition, rock drilled and a range of other factors. The μ values for different rock types are shown in Table 1. For drilling with a diamond core bit Nзаб = 2·10-4∙0.1·P·60·n∙Dср.к..

(5)

For none-core drilling Nзаб=(3÷4) ∙10-4∙0.1∙P∙60∙n∙ D.

(6) www.rogtecmagazine.com

DRILLING холостого вращения стальной бурильной колонны при бурении скважин с углом наклона менее 5° используется полуэмпирическая формула, предложенная А.Е. Сарояном [6]: Nх.в=13.5·10–8∙L∙d2∙(60∙n)1.5∙D0.5∙ γж (2) Где γж– удельный вес промывочной жидкости, Н/м3. Для труб из легких сплавов Nх.в снижается пропорционально уменьшению удельного веса материала труб.

Тип пробуриваемой породы Drilled rock type пески, суглинки Sand, loam песчаники, глины Sandstone rock, clay доломиты, известняки Dolomite, limestone

Коэффициент трения резцов коронки о породу забоя Friction Coefficient between Cutting Insert and Bottom Hole Rock 0.2 0.3 0.35

Таблица 1. Коэффициент трения резцов коронки о породу Table 1. Friction coefficient between cutting insert and rock

Мощность на разрушение породы при бурении зависит от типа породоразрушающего инструмента и параметров режима бурения.

Horse power used at the bottom hole when drilling with a cone cutter bit can be also calculated by the following equation Nзаб=10-3·μ·0.1·P·60·n·D.

(7)

При бурении твердосплавными коронками мощность, расходуемая на разрушение горной породы определяются по формуле

μ=0.17 for bits with a diameter equal to or greater than 0.076m, and μ=0.10 for bits with a diameter equal to or less than 0.059m.

Nзаб=5.3·10-4·0.1·P·60·n·Dср.k·(0.137+μ)

We would like to highlight the following equation obtained by Hughes Company (USA) based on the cone cutter bit bench testing when drilling sandstone, limestone, and granite among an abundance of correlations for the horse power used for 0.12-0.45 meter cone cutter bit operation

где Р Dср.k

осевая нагрузка, Н; средний диаметр коронки, м.

Dср.к=D1k+D2k/2 где D1k , D2k μ

(3)

(4) наружный и внутренний диаметр коронки, м; коэффициент трения резцов коронки о породу забоя.

Коэффициент трения резцов о породу зависит от многих факторов и является величиной приближенной. Его значения зависят от параметров режима бурения, состава очистного агента, проходимых пород и ряда других факторов.

Nзаб =с·10-5·(1000·P)1.3·60·n·(0.001·D)0.4

(8)

Where с: Rock hardness ratio assumed to be equal to с=2.6 for soft rock; с=2.3 for medium hard rock; с=1.85 for hard rock. The c value for dull bits rises by 150%. Nд increases perceptibly when drilling with the scrapingcutting type bits—the horse power for rock breakdown reaches 11-36 kW at D = 0.19m, n = 1.16s-1 and Рд =50 ÷ 150 kN.

Значения μ для разных типов пород приведены в таблице 1.

Drive mechanisms horse power losses Nп. depends on the transmission efficiency factor ηр. and calculated by the equation

При бурении алмазными коронками

Nп.=(Nх.в.+Nзаб.)·1-ηр./ηр.

Nзаб = 2·10-4∙0.1·P·60·n∙Dср.к..

(5)

При бескерновом бурении Nзаб=(3÷4) ∙10-4∙0.1∙P∙60∙n∙ D.

(6)

При использовании шарошечных долот можно www.rogtecmagazine.com

(9)

Shaft horse power of the TDS drilling motor for a specific mode can be represented as a sum of three components NСВП=Nх.в+Nзаб+Nп

(10)

Table 2 summarizes the development drilling parameters for Well 21021 based on the Tatburneft Management

ROGTEC 71

БУРЕНИЕ рассчитывать мощность, затрачиваемую на забое, также по формуле Nзаб=10-3·μ·0.1·P·60·n·D.

(7)

The drilling process has seven stages in total. At the first three stages the bit speed (of the TDS drive) is 2 s-1 and weight on bit is 29.42 kN. At the fourth and fifth stages weight on bit increases up to 176.52 kN and at the sixth and seventh stages bit speed increases up to 2.92 s-1 with no changes in weight on bit.

Для долот диаметром 0,076 м и более μ=0,17, диаметром 0,059 м и менее μ=0,10. Из большого числа зависимостей по вычислению мощности, затрачиваемой на работу шарошечных долот диаметром 0,12-0,45 м отметим формулу фирмы «ЮЗ» (США), полученную на основании стендовых испытаний трехшарошечных долот при бурении в песчанике, известняке и граните Nзаб =с·10-5·(1000·P)1.3·60·n·(0.001·D)0.4

(8)

где с – коэффициент крепости пород, принимаемый для мягких пород с=2,6; для пород средней твердости с=2,3; для крепких с=1,85; для изношенных долот величина с увеличивается в 1,5 раза. При бурении долотами режуще-истирающего типа Nд значительно возрастает: при D = 0,19м, n = 1,16с-1 и Рд =50 ÷ 150 кН расход мощности на разрушение породы достигает 11-36 кВт. Мощность, расходуемая на потери в механизмах привода Nп. зависит от коэффициента полезного действия редуктора ηр., и определяется по формуле Профиль скважины Drilling course

Company data for cone-rock bits. The optimum bit speed at each drilling stage is set by geologists and shown in Table 1.

Table 2 shows that at each drilling stage horse power used for idle rotation of the drill string and rock breakdown at the bottom depends only on well depth and weight on bit accordingly at a constant speed since the drilling parameters don’t change within the drilling interval. So equations (1) and (7) are represented as Nх.в=С·n1.83·L0.75

(11)

Nзаб=К·n·P

(12)

where С and К: Factors for well drilling parameters Well 21021 was drilled with the TDS electrical drive as a drill bit drive at the first two stages. Other stages utilized turbo drilling. The bit speed required for turbo drilling is supported by the drilling pump rate. The horse power necessary for rock breakdown at the bottom hole is also supplied by the drilling pumps. Thus, shaft horse power of the TDS q,

Интервал бурения, м Drilling interval, m

P, kН

n, с-1

D, м

d, м

δ, м

кг/м kg/m

cosβ

Способ бурения Drilling technology

0-130

29.42

0.3937

0.127

1.3

1.08

0.133

32.98

0.2

130-200

29.42

0.3937

0.127

1.3

1.08

0.133

32.98

0.992

0.35

200-301

29.42

0.3937

0.127

1.3

1.08

0.133

32.98

0.981

0.35

301-483

176.52

0.2953

0.127

1.3

1.06

0.084

32.98

0.915

0.35

верхним приводом Top drive верхним приводом Top drive турбинный Turbine турбинный Turbine

483-1,097

176.52

0.2953

0.127

1.3

1.5

0.084

32.98

0.866

0.35

турбинный Turbine

1,097-1,305 176.52

2.92

0.2159

0.127

1.3

1.18

0.044

32.98

0.921

0.35

турбинный Turbine

1,305-1,754 176.52

2.92

0.2159

0.127

1.3

0.044

32.98

0.921

0.35

турбинный Turbine

Таблица 2. Параметры бурения скважины № 21021 Table 2. Well 21021 drilling parameters

72 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING Nп.=(Nх.в.+Nзаб.)·1-ηр./ηр.

(9)

Мощность, развиваемая на валу электродвигателя СВП, в конкретном режиме определяется суммой трех составляющих NСВП=Nх.в+Nзаб+Nп

(10)

В таблицу 2 сведены параметры эксплуатационного бурения скважины № 21021 по данным буровой компании ООО «УК «Татбурнефть» при использовании шарошечных долот. Оптимальная частота вращения долота на каждом этапе бурения задается геологами и приведена в таблице 1. Всего процесс бурения содержит семь этапов. На первых трех этапах частота вращения долота (привода СВП) составляет 2 с-1, а нагрузка на долото 29,42 кН. На четвертом и пятом этапах Этап Stage

I II

III

IV V VI

n1, с-1

n1, s-1

drilling motor is expended on the idle drill string rotation and mechanism losses. It should be noted that for turbo drilling the TDS drive speed is 0.3 – 0.5 of the bit speed and determined by production necessity only. In this vein, starting from the third Well 21021 drilling stage the TDS drive speed n1 was 1 s-1. Table 3 presents calculation data for horse power, coefficients С and К, speed and motor shaft torque. Figure 4 depicts a speed/torque curve for the TDS electrical drive and derived curves for the data shown in Table 3. Drilling starts at point 1 with the TDS as a bit drive and continues up to point 2. Point 2 is the end of the second drilling stage. The third drilling stage starts at point 3 and continues up to point 4. As Figure 3 shows the TDS drive capacity is underutilized and for this reason a study of the TDS drive operation in all drilling interval with no turbo drilling is advantageous.

0,084 0,084 0,084 0,084

0,000472 0,000472 0,000827 0,000827

0,083

0,000827

4,428

4,920

76,94

0,064

0,083

0,000827

6,017

0,669

6,685

76,94

0,087

1 1 1 1 1 1 1 1

0,066 0,066 0,118 0,118 0,062 0,062 0,139 0,139

0,000062 0,000062 0,000062 0,000062 0,000453 0,000453 0,000453 0,000453

4,744 6,764 12,106 22,398 11,766 13,402 30,280 37,798

0,527 0,752 1,345 2,489 1,307 1,489 3,364 4,200

5,271 7,515 13,451 24,886 13,073 14,891 33,644 41,998

76,94 76,94 76,94 76,94 76,94 76,94 76,94 76,94

0,069 0,098 0,175 0,323 0,170 0,194 0,437 0,546

2 2 2 2

Nзаб, Nзаб, кВт kW 27,798 27,798 48,647 48,647

Nп, Nп, кВт kW 3,089 4,369 6,680 7,166

NСВП, NСВП, ωЭД, ωЭД, MЭД, MЭД, кВт kW рад/с rad/s кН∙м kN∙m 30,887 153,89 0,201 43,695 153,89 0,284 66,802 153,89 0,434 71,665 153,89 0,466

Nх.в, Nх.в, кВт kW 0,000 11,527 11,475 15,851

Таблица 3. Результаты расчетов при бурении скважины верхним приводом и турбобуром Table 3. Calculation data for top drive and turbo well drilling без изменения частоты вращения увеличивается нагрузка на долото до 176,52 кН, а на шестом и седьмом этапах увеличивается частота вращения долота до 2,92 с-1 без изменения нагрузки на долото. Из таблицы 2 видно, что на каждом этапе бурения мощность, расходуемая на холостое вращение КБТ и на разрушение горной породы на забое при постоянной частоте вращения зависят только от глубины скважины и нагрузки на долото, соответственно, т. к. параметры бурения не изменяются в пределах интервалов бурения. Поэтому представим формулы (1) и (7) в виде www.rogtecmagazine.com

Table 4 contains the calculation data for well drilling with the TDS drive as a bit drive at all drilling stages and the same coefficients С and К. As the table shows shaft horse power of the TDS drilling motor reaches its rated value by the end of the fifth drilling stage at point 2. From that moment on the TDS drilling motor speed should be limited at the fifth drilling stage at point 2. Then the drilling process will follow the constant power curve up to point 3 and the drive power will be fully utilized. The entire sixth and seventh stages will follow the constant power curve. Use of the TDS drive as a bit drive during the entire well construction cycle may not always be possible.

ROGTEC 73

БУРЕНИЕ Nх.в=С·n1.83·L0.75

(11)

Nзаб=К·n·P

(12)

где С и К – коэффициенты, учитывающие параметры бурения скважины.

Мэд, 3

kН. m kN. m

2.5

Бурение скважины № 21021 на первых двух этапах осуществлялось с использованием в качестве привода 1.5 долота электропривода СВП. На остальных этапах использовался турбобур. При бурении турбинным способом требуемая частота 1 вращения долота обеспечивается производительностью буровых 2 насосов. Мощность, требуемая для 0.5 4 разрушения горной породы на забое так же передается от буровых насосов. 3 1 Поэтому при бурении турбинным 0 способом мощность, развиваемая на валу 0 50 100 150 200 250 300 электродвигателя СВП, затрачивается ωэд, рад/с только на холостое вращение КБТ rad/s и на потери в механизмах. Следует отметить, что при бурении турбинным Рисунок 4. Расчетные кривые при бурении с использованием способом, частота вращения привода верхнего привода и турбобура СВП составляет 0,3 – 0,5 от частоты Figure 4. Derived curves for top drive and turbo drilling вращения долота, и определяется только It is attributed to the drilling process specifics: the технологической необходимостью. Так, начиная need to use deflectors for turbo drilling to ensure с третьего этапа бурения скважины № 21021, the required well angle, special drill stem assembly частота вращения привода СВП n1 with telemetry equipment, etc. The TDS drive power составляла 1 с=. is basically determined by pipe spin-out with a large torque during handling that may В таблице 3 приведены результаты расчетов reach 100kN∙m. мощностей, коэффициентов С и К, частоты вращения и момента на валу двигателя. Equations (1) – (8) also apply to rotary drilling. Horse Этап Stage

I II III IV V VI VII

n1, с-1

n1, s-1

2 2 2 2 2 2 2 2 2 1,831 2,541 2,473 2,0027 1,869

Nх.в, Nх.в, кВт kW 0,000 11,527 11,475 15,851 15,745 21,392 16,867 24,047 43,042 67,752 64,831 70,271 107,922 118,717

Nзаб, Nзаб, кВт kW 27,798 27,798 48,647 48,647 48,647 48,647 218,930 218,930 218,930 200,431 203,362 197,920 160,281 149,580

Nп, Nп, кВт kW 3,089 4,369 6,680 7,166 7,154 7,782 26,200 26,997 29,108 29,798 29,799 29,799 29,800 29,811

NСВП, NСВП, ωЭД, ωЭД, MЭД, MЭД, кВт kW рад/с rad/s кН∙м kN∙m 30,887 153,89 0,201 43,695 153,89 0,284 66,802 153,89 0,434 71,665 153,89 0,466 71,545 153,89 0,466 77,821 153,89 0,506 261,997 153,89 1,703 269,975 153,89 1,754 291,080 153,89 1,892 297,981 140,88 2,115 297,992 195,51 1,524 297,990 190,28 1,566 298,003 154,10 1,934 298,108 143,81 2,073

Таблица 4. Результаты расчетов при бурении скважины верхним приводом Table 4. Calculation data for top drive well drilling

74 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

DRILLING На рисунке 4 показаны механическая характеристика электропривода СВП и расчетные кривые по данным, приведенным в таблице 3. Бурение начинается в точке 1 с использованием СВП в качестве привода долота и продолжается до точки 2. Точка 2 является концом второго этапа бурения. В точке 3 начинается третий этап бурения турбинным способом и продолжается до точки 4. Из рисунка 3 видно, что привод СВП недоиспользован по мощности, поэтому представляет интерес исследования работы привода СВП на всех интервалах бурения без использования турбобура.

Мэд, 3

kН. m kN. m

2.5

1.5

5 2 4

0.5

В таблице 4 приведены результаты расчетов при бурении скважины с 1 использованием в качестве привода 0 долота привод СВП на всех этапах 0 50 100 150 200 250 300 бурения, коэффициенты С и К при этом эд, остаются теми же. Из таблицы видно, что рад/с rad/s мощность на валу электродвигателя СВП достигает своего номинального значения Рисунок 5. Расчетные кривые при бурении с использованием к концу пятого этапа бурения в точке 2. верхнего привода Начиная с этого момента на пятом этапе Figure 5. Derived curves for top drive drilling бурения в точке 2 следует ограничивать power wasted in the rotary drive mechanism losses частоту вращения двигателя СВП. Тогда Nп. has a more complex correlation. It is linked to the процесс бурения будет протекать по кривой fact that transmission to the rotary is either through постоянства мощности до точки 3, мощность the transmission and draw works gearbox for the привода будет использована полностью. Шестой combination electrical drive or the transmission and и седьмой этапы полностью будут протекать по propeller shaft for the variable speed electrical drive, кривой постоянства мощности. that is, under a complex kinematics. The following equations by B. M. Plyusch and V. S. Fedorov are Использование СВП в качестве привода долота used for practical calculations of the horse power Nп. на протяжении всего цикла строительства dependent upon equipment type and condition and скважины не всегда возможно. Это связано rpm [7] с технологическими особенностями бурения – необходимостью использования тубобуров(13) Nп.=k∙nр1.5 отклонителей для обеспечения необходимого наклона скважины, использованием специальной 2 (14) компоновки бурильной колонны с телеметрическим Nп.=a1∙n+a2∙nр., оборудованием и т.д. Мощность привода СВП Where а1, а2, k: Equipment type factors; nр.: Rotary angular в основном определяется необходимостью speed развинчивания труб с большим моментом при проведении спуско-подъемных операций, момент The general major drawback of drilling with the TDS as развинчивания которых может достигать 100 кН∙м. a bit drive and a rotary is significant power losses in the drill string idle rotation. As Table 4 shows the power Nх.в Формулы (1) – (8) справедливы так же и для gets comparable to the power for rock holing Nзаб with роторного бурения. Мощность, расходуемая на an increase in the well depth. However the use of TDS потери в механизмах привода ротора Nп. имеет is economically viable owing to high automation of its более сложную зависимость. Это связано с тем, control system. TDS supports rpm and torque что передача к ротору осуществляется либо monitoring and adjustment and drilling process через редуктор и коробку перемены передач and handling automation. лебедки при комбинированном электроприводе,

⩊

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 75

БУРЕНИЕ либо через редуктор и карданный вал при регулируемом электроприводе, то есть со сложной кинематической схемой. В практических расчетах для определения мощности Nп., зависящей от типа, состояния оборудования и частоты вращения, применяются формулы Б.М. Плюща и В.С. Федорова [7]: Nп.=k∙nр1.5

(13)

Nп.=a1∙n+a2∙nр.2,

(14)

где а1, а2, k: – коэффициенты, зависящие от типа применяемого оборудования; nр. – угловая скорость ротора. Общим существенным недостатком бурения с использованием в качестве привода долота СВП и ротора является значительные потери мощности на холостое вращение КБТ. Из таблицы 4 видно, что по мере увеличения глубины скважины мощность Nх.в становится соизмерима с мощностью на разбуривание породы Nзаб. Тем не менее, использование СВП экономически оправдано ввиду высокой автоматизации системы управления. СВП позволяет вести контроль и регулирование частоты вращения и момента, автоматизировать процесс бурения и проведения спуско-подъемных операций.

REFERENCES 1. Sharafutdinov, I. I. (2013). Top Drive. The Driller, 4 (11), 3. 2. Canrig Top Drive System 4017AC-122 Operation Manual. (2009) 3. Shabanov, V. A., Nikulin, O. V. (2008). Performance Evaluation for Variable Frequency Electrical Drive of Mud Pumps in Aznakaev Drilling Office. Tatarstan Energy Sector, 1, 74–81. 4. Shabanov, V. A., & Nikulin, O. V. (2008). Variable Speed Drives of Draw Works In Matveev et al (Eds.), The 59th Engineering Conference of Undergraduate and Postgraduate Students and Young Scientists: Books of Abstracts (Book 1). Ufa: UGNTU University Press. 297 pages. 5. Shabanov, V. A., & Nikulin, O. V. Energy Efficient Synchronous Variable Speed Mud Pump Drive. (2010). In Energy Efficiency and Security in Industry, Housing and Utilities: Proceedings of All-Russia Academic and Hands-On Workshop in Salavat (pp. 213-217). Ufa: Gilem.

ЛИТЕРАТУРА

6. Drillings.ru Drilling Portal. Motor Horse Power Used for Drilling. Available from http://www.drillings.ru/ mosch (retrieved on 2015.12.26)

1. Шарафутдинов И.И. Верхний силовой привод // Буровик. 2013. № 4 (11). С. 3.

7. Atakishiev, T. A. (Ed.). (1988). Oil and Gas Field Electric Power. Moscow: Subsoil. 221 pages.

2. Инструкция по эксплуатации системы верхнего привода Canrig 4017AC-122 2009 г. 3. Шабанов В.А., Никулин О.В. Оценка эффективности применения частотнорегулируемого электропривода буровых насосов в Азнакаевском УБР // Энергетика Татарстана. – 2008. - № 1. – С. 74–81. 4. Шабанов В.А., Никулин О.В. Регулируемый электропривод буровых лебедок // 59-я научнотехническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. тез. докл. – Кн. 1 / Редкол.: Ю.Г. Матвеев и др. – Уфа; Изд-во УГНТУ, 2008. – 297 с.

хозяйства. Труды Всероссийского научнопрактического семинара в г. Салават. – Уфа: «Гилем». 2010. – С.213-217. 6. Drillings.ru Буровой портал. Мощность двигателей, расходуемая на бурение. URL: http://www.drillings.ru/ mosch (дата обращения: 26.12.2015). 7. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов: производственное (практическое) издание / под ред. Т.А. Атакишиева. М.: Недра, 1988. 221 с.

5. Шабанов В.А., Никулин О.В. Энергосберегающий синхронный частотно-регулируемый электропривод бурового насоса // Энергоэффективность и энергобез-опасность на предприятиях промышленности и жилищно-коммунального

76 ROGTEC

www.rogtecmagazine.com

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 77

ПОЕЗДКИ КОМАНДЫ ROGTEC

ПОЕЗДКИ КОМАНДЫ ROGTEC! ROGTEC ON THE ROAD! Как обычно, весна и начало лето выдались напряженными для команды ROGTEC “On the Road”, которая оказывает спонсорскую поддержку и принимает активное участие во всех важнейших региональных событиях, обеспечивая максимальную информированность для наших рекламодателей.

As always – it has been a busy spring and early summer for the ROGTEC “On the Road” team, sponsoring and partnering with the region´s leading events to ensure maximum awareness for our advertisers.

В этом году команда объездила регион, обеспечивая распространение ROGTEC на всех ключевых мероприятиях и в очередной раз делая его самым наглядным региональным журналом на всех событиях!

This year, the team travelled across the region ensuring ROGTEC had significant exposure at all the key events and once again ensuring ROGTEC was the most visual regional magazine at the events!

ROGTEC прошел многокилометровый путь, начав с наиболее значимого в России ежегодного собрания топ-менеджеров и экспертов в области бурения Российского круглого стола по бурению www.rdcr.net

78 ROGTEC

The ROGTEC road trip covered many miles and started at the Russia´s most important yearly gathering of drilling heads and experts, the RDCR, Russian Drilling Roundtable. www.rdcr.net www.rogtecmagazine.com

ROGTEC ON THE ROAD

RDCR 2016

Созданный в 2012 Российский круглый стол по бурению, www.rdcr.net в короткие сроки стал ведущим российским форумом по бурению и строительству скважин, на котором собираются топ-менеджеры и эксперты в области бурения от всех региональных нефтегазовых компаний и буровых подрядчиков, встречаются отечественные и иностранные поставщики бурового оборудования и услуг и развиваются деловые отношения. В этом году на Российском круглом столе по бурению, организованном TMG Worldwide, был отмечен рекордный уровень участия делегатов высокого ранга с участием управленческих групп от всех ведущих игроков, среди которых: «Роснефть», «Газпромнефть», «Салым Петролеум», «Новатек», «Сахалин Энерджи», «Газпром Бурение», «Буровая компания «Евразия», «Таргин», Nabors, KCA, PNG, CAT Oil, Integra. С такими участниками высокого ранга и превосходной программой это событие 2016 года для российского бурового сектора заведомо было мероприятием, которое нельзя пропустить, и ROGTEC гордится тем, что был официальным медиа-партнером события, копии журнала которого были вручены каждому делегату и каждому участнику. Экземпляры были вложены в пакеты для делегатов, а также были доступны в любом уголке места проведения события.

www.rogtecmagazine.com

RDCR 2016

Launched in 2012, the RDCR, www.rdcr.net, has quickly become the leading drilling focused event for Russia, gathering drilling heads and experts from all the regional operators and drilling contractors, meeting and interacting with local and international suppliers of drilling equipment and services. This year´s RDCR, organized by TMG Worldwide, saw record levels of high level delegates attending, with management teams participating from all the leading players including: Rosneft, GazpromNeft, Lukoil, Salym Petroleum, Novatek, Sakhalin Energy, Gazprom Drilling, BKE, Targin, Nabors, KCA, PNG, CAT Oil, Integra. With such a high level delegation and a fantastic itinerary, this day was always going to be the “must attend” event in 2016 for the Russian drilling sector and ROGTEC Magazine was proud to be the events “Official Media Partner”, distributing a copy to every delegate and participant. Copies were availble within the delegate bag and also around the event itself. The RDCR produced an excellent platform for the regional giants to get together under one roof, meeting with friends and industry colleagues, to share ideas, best practices and to discuss the short and long-term challenges within the Russian drilling sector. The RDCR also gave the leading local and international technology and service providers a chance to meet and

ROGTEC 79

ПОЕЗДКИ КОМАНДЫ ROGTEC Российский круглый стол по бурению стал отличной платформой, собрав под одной крышей региональных гигантов и предоставил возможность встретиться с друзьями и коллегами по цеху, обменяться идеями, передовым опытом и обсудить краткосрочные и долгосрочные перспективы российской буровой индустрии. Российский круглый стол по бурению также предоставил отечественным и иностранным поставщикам технологий и услуг шанс встретиться и напрямую пообщаться со своими партнерами и заказчиками, заострить внимание на преимуществах новейших технологий в бурении и методах работы. ROGTEC гордится тем, что был официальным журналом события такого высокого уровня. Участниками круглого стола были такие важные персоны в области бурения, как: Начальник Департамента по строительству скважин «Лукойл» Кевин Уилсон, Начальник управления технологий и инжиниринга на суше «Роснефть» Василий Киреев, Старший вице-президент по производству БКЕ Александр Богачев, Руководитель отдела бурения SPD Роб Тинкхоф, Начальник департамента по бурению и внутрискважинным работам «Газпромнефть» Георгий Садецкий, Старший менеджер «Лукойл» Владислав Тенишев, Заместитель начальника управления организации буровых работ «РН-Уватнефтегаз» Александр Попов, Заместитель генерального директора по бурению «Лукойл» Алексей Валисевич, Исполнительный директор «Таргин» Сергей Животовский и многие другие.

80 ROGTEC

interact directly with their partners and customers, to further highlight the benefit of the latest drilling technologies and best practices. ROGTEC was proud to be the official magazine at such a high level event. The roundtable participants included key drilling figures as: Kevin Wilson, Director of Drilling Lukoil, Vasily Kireev, Deputy Director of Onshore Drilling Rosneft, Alexander Bogachev, Senior Vice President EDC Group, Rob Tinkhof, Well Engineer SPD, Georgy Sadetsky, Head of Drilling Gazprom Neft, Vladislav Tenishev, Snr. Manager Lukoil, Alexksandr Popov, Drilling Operations RNUvatneftegaz, Alexey Valisevich Deputy Director Drilling Lukoil, Sergey Zhivotovsky Executive Director Targin amongst many others.

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC ON THE ROAD

Нефтегаз-2016, Москва

Neftegaz 2016, Moscow

В 2016 г. Нефтегаз ввел изменения и теперь это важное отраслевое событие состоялось не как обычно в июне, а в середине апреля. Ранее выставки Нефтегаз и MIOGE проводились поочередно через год, но, по-видимому, Нефтегаз будет ежегодным апрельским мероприятием в календаре событий Москвы.

It was all change for Neftegaz in 2016, with this industry leading event changing from its usual late June slot to mid-April. Previously Neftegaz and MIOGE have alternated every other year, but it seems that Neftegaz will be now be a yearly feature on the event calendar in Moscow every April.

Нашей следующей остановкой было одно из крупнейших событий нефтегазовой отрасли в России выставка-конференция Нефтегаз, привлекательная для компаний всего мира, ищущих арену для продвижения своих товаров и услуг на рынке.

Журнал ROGTEC, являясь участником этого события более десятка лет, снова возглавила печатные СМИ, действуя из своего центрального стенда и распространив более 4000 бесплатных копий журнала, используя наши стенды, эксклюзивные стойки у входа на каждом событии, команду девушек ROGTEC, следящих в месте проведения мероприятия за тем, чтобы каждый желающий мог получить журнал.

Организаторы:

Генеральный спонсор

Our next stop was the Neftegaz exhibition and conference, one of the biggest oil and gas events in Russia, attracting exhibitors from all over the globe, looking to promote their products and services to the sector.

ROGTEC Magazine, having attending this event for well over a decade, once again dominated the print media companies from its central booth location, with well over 4,000 bonus copies distributed from our stand, the exclusive “racks” at each of the events entrances, and by the ROGTEC team of girls, covering the entire venue and ensuring every who wanted a copy had easy access to one.

Официальный спонсор

ПОЕЗДКИ КОМАНДЫ ROGTEC

Выставка «Нефть и газ, нефтепереработка и нефтехимия Каспия», Баку

Следующей остановкой команды ROGTEC стал город Баку, где она внесла свою лепту в это ключевое мероприятие нефтегазовой отрасли Азербайджана. Не смотря на небольшой масштаб в связи с сегодняшними рыночными условиями, выставка «Нефть и газ, нефтепереработка и нефтехимия Каспия» снова смогла привлечь крупнейших нефтяных игроков Азербайджана и большое количество посетителей. Команда в Баку была рада увидеть много старых коллег по цеху, наладить новые связи и подружиться с компаниями, которые желают примкнуть к нефтегазовому сектору Азербайджана.

Казахстанский круглый стол по бурению - 2016

Сейчас, когда лето в разгаре и начался сезон отпусков, команда ROGTEC сосредоточит свое внимание на следующем этапе нашего тура, на котором ROGTEC выступит как официальный журнал-партнер Казахстанского круглого стола по бурению, www.kazdr.kz – события в буровом секторе Казахстана, которое нельзя пропустить. 2-й Казахстанский круглый стол по бурению пройдет 16 сентября 2016 г. в гостинице RIXOS в Астане. Будучи результатом партнерства TMG

82 ROGTEC

Caspian Oil and Gas Exhibition, Baku

Baku was the next stop for the ROGTEC team, supporting this key event for the Azeri O&G sector. The Caspian Oil and Gas Exhibition, although smaller in size this year due to the current market conditions, once again attracted the biggest players in the Azeri oil patch and saw great visitor numbers. The team in Baku was proud to see many old industry colleagues and make new contacts and friends from companies wishing to enter the Azeri oil and gas sector.

KDR 2016

With the summer now truly underway and the holiday season kicking in, the ROGTEC team will focus for our next stage of our tour, which will see ROGTEC as the “Official Partner” magazine to the KDR, Kazakh Drilling Roundtable, www.kazdr.kz – the must attend event for the Kazakh Drilling Sector. The 2nd KDR is taking place on the 16th September 2016 at the Rixos Hotel in Astana. Organised in direct partnership between TMG Worldwide and JSC NC KazMunayGas – the 2nd KDR is much anticipated by the Kazakh drilling sector. As a strategically important event for the national

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC ON THE ROAD Worldwide и АО «НК «КазМунайГаз», 2-й Казахстанский круглый стол по бурению является самым ожидаемым событием в буровом секторе Казахстана. Казахстанский круглый стол по бурению, как стратегически важное мероприятие для отечественных компаний, будет проведен в улучшенном формате с церемониями подписания контрактов между нефтегазовыми и сервисными компаниями. ROGTEC будет официальным печатным изданием для Казахстанского круглого стола по бурению и вольет тираж на этот важный нефтегазовый рынок.

company – the KDR will see an improved format and will also including contract signing ceremonies between operators and service companies. ROGTEC will be the official publication to the KDR and will add further circulation to this important oil and gas market.

Помимо перечисленных главных региональных событий есть ряд других мероприятий меньшего масштаба, на которых мы способствуем процветанию компаний, печатающихся в журнале ROGTEC. Наша региональная команда взяла с собой журнал на следующие события: Арктика и шельфовые проекты - www.arctic.s-kon.ru Снабжение в нефтегазовом комплексе, НЕФТЕГАЗСНАБ - www.n-g-k.biz 3-я ежегодная нефтегазовая техническая конференция Vallourec - www.Vallourec.com Освоение шельфа России и СНГ - www.rpi-conferences.com Строительство в нефтегазовом комплексе, НЕФТЕГАЗСТРОЙ - www.n-g-k.biz Круглый стол Ingenix Group - www.ingenix-group.ru

Apart from the major regional events above, there are a number of smaller events that we support to add value to the companies that advertise in ROGTEC Magazine. Our regional team took the magazine to the following events: Arctic & Shelf projects - www.arctic.s-kon.ru Oil and Gas Industry Supply Chain, NEFTEGAZSNAB - www.n-g-k.biz 3rd Vallourec Annual Oil and Gas Technical Conference - www.Vallourec.com Offshore Upstream Development in Russia and CIS - www.rpi-conferences.com Oil and Gas Industry Construction, NEFTEGAZSTROY - www.n-g-k.biz Ingenix Group Rountable - www.ingenix-group.ru

www.rogtecmagazine.com

ROGTEC 83

ИНТЕРВЬЮ

Интервью с Колином Даффом, Директором Hardbanding Solutions Closure Interview: Colin Duff, Director, Hardbanding Solutions Какова в настоящий момент потребность в применении армирующих покрытий в России? Более 35% бурильных труб, производимых в России, поставляются с нанесенным армирующим покрытием. Несколько лет назад объем таких поставок составлял всего лишь 10%. Если принять во внимание бурильные трубы, поставляемые из-за рубежа, процент становится еще выше. Все мы прекрасно осведомлены о масштабах бурения в России, поэтому я ожидал повышенный интереса к данной технологии, но темпы ее внедрения действительно впечатляют. Как изменился рынок за последние 5 лет? Мы предоставляем лицензии региональным сервисным компаниям на наплавку наших материалов, включая покрытие Duraband NC. В 2011 году мы сотрудничали всего с тремя компаниями в данной области, а сегодня в России работают уже 11 сертифицированных нами предприятий. Среди них есть и изготовители бурильных труб, сервисные и инспектирующие компании, и даже некоторые буровые подрядчики, предпочитающие самостоятельно обслуживать свои трубы. Такой

84 ROGTEC

What is the current level of demand for hardbanding in Russia? More than 35% of the drill pipe manufactured in Russia is now delivered with hardbanding applied, compared to less than 10% only a few years ago. When you add the drill pipe that comes in from outside of Russia, the percentage is even higher. We all know the massive scale of drilling in Russia, and I expected the use of our technology to increase, but the rate at which it is happening has been quite incredible. How has the market changed over the last 5 years? We license local service companies to apply our products, including Duraband NC. In 2011 we were working with only 3 companies in this capacity, and today we have 11 qualified applicators. These include drill pipe manufacturers, service and inspection companies, and even some drilling contractors who prefer to maintain their own pipe. This increase shows us that demand for reapplication of hardbanding in the field on mobile equipment or at the workshop is also growing significantly. It’s a trend that is set to continue as the owners of this drill pipe see the financial www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW прогресс означает и существенный рост потребности в повторном нанесении армирующего покрытия как на месторождении, с использованием передвижного оборудования, так и в заводских условиях. Тенденция сохранится, так как владельцы бурильных труб осознают финансовые и эксплуатационные преимущества нанесения армирующего покрытия, и я прогнозирую двойное увеличение спроса в следующие 5 лет. Я уверен, что буду больше времени проводить в Тюмени, Сургуте и Оренбурге, чем в Шотландии, а также очень рад, что моя девушка не читает журнал ROGTEC, иначе она наверняка бы высказала свое недовольство по этому поводу определенное мнение. Каковы, по вашему мнению, причины изменений? В большинстве случаев армирующее покрытие использовалось на шельфовых проектах и на соединениях премиум-класса. Сейчас ситуация изменилась. Впервые покрытие Duraband NC было использовано в России при бурении кустовых скважин. Буровые компании осуществляли бурение нескольких скважин из одной точки, поэтому бурильные трубы находились в стволе дольше, и возможность выполнить ремонт практически отсутствовала, так как бурение новой скважины начиналось сразу же после завершения предыдущей. В таких условиях армирующее покрытие позволяет дольше сохранить хорошее состояние бурильной колонны. Развитие технологии наклонно-направленного бурения в России означало дополнительные нагрузки на бурильные трубы, и повышало риск износа обсадной колонны из-за более интенсивного контакта между замками БТ и обсадной колонной или стволом скважины. Применение армирующего покрытия, снижающего коэффициент износа обсадных труб, является решением проблемы. Благодаря тому, что компании, впервые применившие данную технологию, заговорили о преимуществах и экономии затрат, другие организации вскоре последовали их примеру. И сейчас армирующие покрытия используются во всех регионах, в которых ведутся буровые работы. Каким образом армирующие покрытия позволяют снизить затраты на строительство и эксплуатацию скважин? Основной целью применения армирующего покрытия является предотвращение износа замков бурильных труб и защита обсадных колонн. По данным компании, которая одной из первых получила лицензию на нанесение нашего продукта в России, 96,7% бурильных труб с покрытием Duraband NC, прошедших диагностику в период с 2011 по 2016 г., оставались в превосходном состоянии. Защита обсадной колонны, конечно же, имеет не меньшее значение, поэтому наше армирующее покрытие обладает очень низким коэффициентом www.rogtecmagazine.com

and operational benefits of hardbanding, and I believe its use will double in the next 5 years. I expect I’ll be spending more time in Tyumen, Surgut and Orenburg than in Scotland now. I guess it’s lucky that my girlfriend doesn’t read ROGTEC, or she might have something to say about that! Why do you think this change has happened? Previously, the majority of hardbanding was used on offshore projects, and on premium connections. That has all changed now. For example, the first organisations in Russia to start using Duraband NC, did so for pad drilling operations. They were drilling multiple well bores from a single location, so the drill pipe was spending more time in the well giving less opportunity for repair, because there were no lengthy rig moves. The hardbanding keeps the drill string in premium condition for longer. Also, the rise of directional drilling in Russia has put additional strain on the drill pipe and increased the risk of casing wear, with more contact between the tool joints and casing or open hole. Casing friendly hardbanding is the solution to this problem. As the first companies to use our technology spoke of the benefits and cost savings, others soon followed and we’ve now witnessed the industry take up the use of hardbanding in every drilling region. How does hardbanding reduce well construction costs and well life cycle costs? The primary purpose of hardbanding is to prevent wear on drill string tool joints, and it also provides protection for casing. One of our applicators, in fact our first licensed applicator in Russia, reported that 96.7% of the drill pipes with Duraband NC they have inspected between 2011 and 2016 remained in premium class. Protecting the casing is just as important of course, and our hardbanding is designed to have a very low friction coefficient against casing. The result is it will cause around 50% less damage than the galling type wear we have seen from a tool joint with no hardbanding. Finally, lower friction in the well reduces torque on the drill string. One contractor who used hardbanding for the first time told me that they spent 30% less energy to rotate the drill string in comparison to previous similar wells. I’m sometimes told it sounds too good to be true, but if it wasn’t I would have been kicked out of Russia a long time ago! One of the biggest challenges within hardbarding is its application. How do you monitor your applicators application? Of the 11 companies I’m aware of who apply hardbanding in Russia, our engineers have trained most of them, at their location, on their own equipment. We encourage the highest quality practices, and all of our procedures are available in Russian. We promote communication on each job between

ROGTEC 85

ИНТЕРВЬЮ трения. Благодаря этому на 50% % уменьшается повреждение обсадной колонны использованием замков без армирующего покрытия. И, наконец, за счет уменьшения трения в скважине снижается и вращающий момент на бурильной колонне. Один из подрядчиков, впервые применивший армирующее покрытие, сообщил, что компания затратила на 30% меньше энергии на вращение бурильной колонны, чем при бурении аналогичных скважин в прошлом. Мне иногда говорят, что это слишком хорошо, чтобы быть правдой. Но если бы это было не так, то меня давно бы уже не было в России. Одной из основных сложностей, связанных с применением армирующего покрытия, является процесс его нанесения. Каким образом вы контролируете работу компаний, которым вы выдаете лицензии? Я знаком с сотрудниками всех 11 компаний, которые имеют право на нанесение нашего армирующего покрытия в России, и отслеживаю все выполняемые ими работы по защитной наплавке. Наши инженеры провели обучение для большинства из них, на их предприятиях и с использованием их собственного оборудования. Мы настаиваем на соблюдении высоких стандартов качества. Все наши методики переведены на русский язык. Мы поощряем сотрудничество между нашей компанией, подрядчиком и заказчиком при реализации каждого проекта с целью обеспечения 100% результата при нанесении покрытия Duraband NC. Участвуя в работах, и тесно взаимодействуя с компаниями, использующими нашу продукцию, мы можем успешно контролировать качество нанесенных покрытий. Ни одна компания не может заказать материалы Duraband NC без прохождения аттестации в соответствии со строгой программой. Аттестация повторно проводится каждые три года или по мере необходимости. Почему многие армирующие покрытия подвержены растрескиванию? Некоторые марки армирующих покрытий растрескиваются для снятия напряжений, что совершенно не требуется, и может повлечь необходимость в дорогостоящем ремонте и повторном нанесении покрытия. При использовании армирующего покрытия мы наносим слой очень прочного материала на замковое соединение, изготовленное из более мягкой стали с высоким содержанием углерода. Многие годы растрескивание армирующего покрытия считалось нормальным явлением, однако это заблуждение привело к серьезным проблемам с качеством восстановленных покрытий. Буровой раствор, нефть или вода, скопившиеся в трещинах,

86 ROGTEC

ourselves, the applicator, and the customer to ensure 100% satisfaction every time Duraband NC is applied. By being involved and having a close relationship with our applicators, we are better positioned to ensure quality control. No company can order Duraband NC without first completing our strict qualification program, which is repeated every three years or when we feel it is required. Why do some hardbanding materials crack? Some brands of hardband products crack to relieve stress in the weld which is completely unnecessary, and will result in more expensive repairs and re-application. With the application of hardbanding, we apply a very hard layer over a softer high carbon steel tool joint. For years cracking in hardbanding was considered normal, but it has caused horrific failures during the reapplication process. Mud, oil or water trapped in the cracks caused hydrogen pockets to form when it was welded over, and the hardbanding would fall off in chunks. Metallurgically, some hardband products become unstable after multiple applications. That’s why Duraband NC was designed to be 100% crack free, from the first application to the last reapplication. It gives a far more reliable hard layer and reduces reapplication costs by around 80% compared to other materials. I recently visited a company in Russia to witness the removal of a cracked hardbanding by lathe, the repair of the tool joint with our TJBU (Tool Joint Build Up) material, and then the application of Duraband NC. So, if our customer has a problem with cracked hardbanding, we have the procedures to put it right, and they will not have to remove it again in future. Due to its sacrificial nature hardbanding often needs to be reapplied. What are the main challenges with reapplication? The most significant advantage of choosing the correct hardbanding material is its continued protection of the tool joints for the entire life of the drill pipe. Hardbanding is designed to offer excellent abrasion resistance, but it will eventually wear. That’s when our customers can call upon one of our licensed applicators to reapply the hardband back to its original height. Reapplication is more complicated than the first application. This is because with welding you have dilution from the material you are applying the hardbanding over. So, in the case of a first application, the resulting hardband is actually made up from a mixture of both hard material and the base material. With reapplication, we are now welding on this mixture with our hardband material, so the percentage of hard material in the matrix rises. This is where other products will fall down. Some elements become unstable in higher percentages, and so even some reportedly crack free products can have issues when they are reapplied for the second, third and fourth time and beyond. During www.rogtecmagazine.com

INTERVIEW становились причиной образования водородных карманов в процессе наплавки. В итоге покрытие отваливалось кусками. С металлургической точки зрения некоторые армирующие покрытия становятся нестабильными после их неоднократной восстановительной наплавки. Поэтому целью разработки Duraband NC было создание защитного армирующего материала, покрытия из которого являются абсолютно нерастрескивающимися как при первичной, так и при всех последующих восстановительных наплавках. Duraband NC является более надежным упрочняющим покрытием по сравнению с другими материалами, и позволяет снизить затраты при повторном нанесении на 80%. Недавно я присутствовал при выполнении работ одной российской компанией, включающих удаление старого растрескавшегося армирующего покрытия другого производителя на токарном станке, ремонт замкового соединения с помощью нашего продукта TJBU (используемого для восстановления исходного диаметра замка) и нанесение покрытия Duraband NC. Поэтому, если у наших заказчиков возникают проблемы с растрескиванием изношенных армирующих покрытий, мы помогаем им выполнить необходимый ремонт, и после нанесения Duraband NC заказчикам не придется удалять покрытие снова в будущем. Армирующее покрытие требует частого повторного нанесения, учитывая, что основной его функцией является защита. Расскажите об основных трудностях, возникающих при повторном нанесении покрытия Самым важным критерием при выборе правильного армирующего покрытия является способность обеспечить защиту замковых соединений в течение всего срока службы бурильных труб. Армирующее покрытие обладает высокой стойкостью к истиранию, но и оно изнашивается со временем. В этом случае наши заказчики могут обратиться к сертифицированным представителям, которые восстановят покрытие. Повторная наплавка является более сложным процессом, чем первичное нанесение. В процессе наплавки происходит перемешивание материалов. При первичном нанесении армирующее покрытие фактически состоит из смеси материала покрытия и основного металла замка. При повторном нанесении вы наплавляете новый армирующий материал на эту смесь, поэтому процентное содержание прочного материала в матрице повышается. Именно на этом этапе другие армирующие материалы претерпевают неудачу. Некоторые содержащиеся в них элементы становятся нестабильными при повышении процентного содержания. Даже те продукты, которые считаются не подверженными растрескиванию, могут разрушиться www.rogtecmagazine.com

development of Duraband we focussed on resolving this issue, and proved the chemistry wouldn’t let us down by applying 6 layers of hardbanding 1 on top of the other until we had close to 100% hard material, and still no cracks. Can you reapply different hardbanding brands over each other? Yes. We have procedures to apply Duraband NC over most worn competitive products. We ask that customers speak to us about this before the job, and we then work with the applicator to ensure everything runs smoothly. Have you launched any new products lately? Last year, we were very proud to become the first specialised manufacturer of hardbanding equipment in Europe. We have been training companies on different machines for a long time, and we always knew we could build a machine which was easier to use and which would give better results. We already have one machine working in Russia, which we named ‘Skye’ after the Scottish Island, and another will be on the way soon. We also launched a website in English and Russian at www.hardbandingequipment.com при нанесении во второй, третий, четвертый и т.д. раз. В процессе разработки покрытия Duraband мы сконцентрировались на устранении этой проблемы и доказали, что при нанесении даже 6 слоев покрытия слой за слоем мы можем получить 100% прочное покрытие без образования трещин. Может ли ваш материал наплавляться поверх других армирующих покрытий? Да. В нашей компании разработаны процедуры нанесения материала Duraband NC на большинство покрытий других брендов. Мы просим заказчиков предоставлять нам информацию заранее, чтобы мы могли разработать стратегию с нашими представителями и обеспечить успешное выполнение работ. Расскажите о новых разработках С гордостью могу сказать, что в прошлом году наша компания стала первым в Европе специализированным изготовителем оборудования для нанесения армирующих покрытий. Мы давно проводим обучение для компаний с использованием различного оборудования, и всегда знали, что способы создать более простую в использовании и более функциональную наплавочную установку. Одна уже используется в России. Мы назвали ее «Скаи» в честь шотландского острова. Скоро в Россию будет доставлена вторая установка. Мы также запустили посвященный этому оборудованию сайт на английском и русском языках по адресу : www. hardbandingequipment.com

ROGTEC 87

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

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

Save 15% by subscribing for 2 years! Save 25% by subscribing for 3 years! To start the process, complete your details below, scan and e-mail to info@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

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

Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC 45

88 ROGTEC

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

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