Rogtec Magazine Issue 40

НОВОСТИ АНАЛИТИКА РАЗВЕДКА РАЗРАБОТКА БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА

40

Роснефть: Заканчивание скважин и газовый каротаж в горизонтальных скважинахRosneft: Completions & Mud Logging in Horizontal Wells

Технология за Круглым Столом: буровые долотаTechnology Roundtable: Drill Bits

Официальное издание для RDCR 2015Official Publication to the RDCR 2015

RPI: Адаптация к санкциямRPI: Adapting to the Sanctions

4 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

© 2014 National Oilwell Varco | All Rights Reserved

Познакомьтесь с нами. Посетите сайт NOVkostroma.com

Наше самое передовое и высоконадёжное буровое оборудование в мире, без сомнения, позволит вам добиться успеха.

Мы надеемся на тесное и долгосрочное сотрудничество с вами. Открывая наш новый завод в Костроме в этом году, мы выражаем наше стремление оказать поддержку местному населению и буровым компаниям в этом регионе.

Инвестиции сегодня.Строительство в расчете на завтра.

Rig Systems Land Kostroma ROGTEC D392005983-MKT-001 Rev 01.indd 1 2/18/2015 11:46:07 AM

www.rogtecmagazine.com

© 2014 National Oilwell Varco | All Rights Reserved

Познакомьтесь с нами. Посетите сайт NOVkostroma.com

Наше самое передовое и высоконадёжное буровое оборудование в мире, без сомнения, позволит вам добиться успеха.

Мы надеемся на тесное и долгосрочное сотрудничество с вами. Открывая наш новый завод в Костроме в этом году, мы выражаем наше стремление оказать поддержку местному населению и буровым компаниям в этом регионе.

Инвестиции сегодня.Строительство в расчете на завтра.

Rig Systems Land Kostroma ROGTEC D392005983-MKT-001 Rev 01.indd 1 2/18/2015 11:46:07 AM

ROGTEC6

Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director

Nick [email protected]

Редактор материалов по России

Russian Editor

Bryan [email protected]

Отдел рекламы Sales:Директор по продажам Sales Director

Doug Robson [email protected]

Условия подписки:Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на [email protected].

Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на [email protected].

Subscriptions:ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact [email protected] for further information.

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

[email protected].

Изображение на передней сторонке обложки любезно предоставлено «Халлибуртон»

Front cover image is supplied courtesy of Halliburton

Мировой лидер по поставке высокоточных компонентов и немагнитной стали

Компания SB Darren - дочернее предприятие известнейшей в мире компании SB Shoeller-Blackmann. Она является ведущим поставщиком немагнитных компонентов бурильных колонн, используемых для скважинных измерений и каротажа в процессе бурения. Опыт работ компании составляет более 130 лет.

Мы предлагаем заказчикам широкий диапазон услуг по ремонту и техническому обслуживанию нефтепромыслового оборудования на базе нашего предприятия точного машиностроения в Ззпадной Сибири и производимую нами продукцию, соответствующую высочйшим мировым стандартам.

• Немагнитные утяжеленные буровые трубы• Скважинное оборудование и инструмент• Высокотехнологичный ремонт и точная технология

Тел.: +7 (3496) 34-45-76, 34-30-42 www.sbdr.ruФилиал ЧК с ОО «Шоллер-Блэкманн Даррон Лимитед», 629800, ЯНАО, г. Ноябрьск, Промзона, Панель 11

ROGTECwww.rogtecmagazine.com

20150306_vRZ_AD_Ben_Rogtec_205x275_rus.indd 1 10.03.15 10:38

www.rogtecmagazine.com8 ROGTEC

Содержание Contents16Освоение российского шельфа в условиях санкций:

нас бьют, а мы крепчаем?

Газпром и добыча газа в России Общий обзор и

перспективы развития: Часть 2

Технология за Круглым Столом: буровые долота

Интервью ROGTEC: Мартином Рилансом, BP,

Руководитель инженерной группы с Старший

советник по интенсификации скважин

Бурение и сложности строительства

субгоризонтальных скважин на ачимовские

отложения Уренгойского НГКМ

Роснефть: К вопросу о повышении надежности

конструкции скважин в осложненных условиях

разработки нефтяных оторочек

Роснефть: Перспективы оценки насыщенности

коллекторов в процессе бурения боковых и

горизонтальных стволов скважин по данным

флюидных коэффициентов газокаротажа ГТИ (на

примере Советского месторождения нефти).

Реальная структура коллектора нефти и газа и её

влияние на объём запасов углеводородов Часть 2

Геологоразведочные работы за последние десять

лет, и планы на предстоящую пятилетку

Offshore Field Development in Russia: Are the Sanctions

an Opportunity for Russian Companies to Fill the Void?

Gazprom & Russian Gas Production Overview & Future

Developments Part: 2

Technology Roundtable: Drill Bits

The ROGTEC Interview: Martin Rylance,

BP Engineering Manager, Fracturing & Stimulation, and

Global Senior Advisor

Eriell Group: Direction Drilling at the Urengoy Field

- Drilling Smarter

Rosneft: Improving Well Completions

- Sealing Wellbore Leakage

Rosneft: Enhancing Oil Production in Mature Fields

Through the Use of Mud Logging in Horizontal Wells

Identifying the Real Structure of an Oil and Gas Reservoir

and its Effect on Recoverable Hydrocarbon Reserves Part 1

Exploration Over the Last Ten Years, and the Next Five

8438

26

38

60

64

68

76

84

96

Solving challenges.™

© 2015 Halliburton. All rights reserved.

Благодаря штату лучших в отрасли консультантов и менеджеров по проектам, численностью

более тысячи человек, компания Halliburton обладает обширными знаниями и огромным опытом

разработки зрелых месторождений. Мы работаем во всех крупных нефтеносных провинциях мира;

благодаря нам увеличение конечной нефтеотдачи в среднем составляет 20%. Так, за счет применения

технологии повышения проницаемости SandWedge®, удалось не только увеличить начальный дебит скважины,

но и поддерживать его на этом уровне, в результате чего накопленная добыча почти на 50% превысила добычу по

другим скважинам, где для гидроразрыва пласта использовался только песок. Наши решения помогут максимально

расширить возможности разработки зрелых месторождений, будь то внутрискважинные работы для решения

оперативных задач, оптимизация разработки пласта или поиск новых продуктивных интервалов.

Какие задачи стоят перед Вами при разработке зрелых месторождений? С более подробной информацией Вы можете

ознакомиться на сайте Halliburton.com/MatureFields

ТО HALLIBURTON — РЕШЕНИЕ.MATURE FIELDS

ЕСЛИ ЗАДАЧА — ЗРЕЛОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ,

10 ROGTEC

Добро пожаловать на страницы 40-го выпуска журнала ROGTEC. В этом выпуске мы празднуем десятилетний юбилей нашего ведущего издания в сфере разведки и добычи в России и странах Каспийского региона. В конце 2004 года, когда мы начали выпускать журнал ROGTEC, цена на нефть составляла около 48 долларов за баррель. Так совпало, что сейчас цена на нефть находится практически на той же отметке, что 10 лет тому назад, но с одним отличием - тем, что примерно в середине прошедшего периода мы наблюдали пик цены, 147 долларов за баррель. Говоря это, я подвожу вас к мысли о том, что хотя мы сейчас проходим через один из неизбежных кризисных периодов на рынке, с которым работаем, в не столь отдаленном будущем можно ожидать роста цен, сопровождающегося ростом инвестиций и капитальных затрат. На российский нефтегазовый рынок воздействуют явные “темные силы”, еще более осложняющие ситуацию с низкими ценами на нефть. Последнее достигнутое в Минске соглашение о прекращении военных действий по большей части выполняется. Тем не менее, санкции до сих пор действуют, и, согласно последним новостям из Брюсселя, они останутся в силе как минимум до конца текущего года. Санкции были введены для того, чтобы усадить российские власти за стол переговоров с Украиной/ЕС, а не для того, чтобы разрушить российскую экономику. Минское соглашение о прекращении огня, по большому счету, выполняется, поэтому мы не понимаем поступающие из ЕС новости о том, что Европейский союз намерен продлить действие санкций. Похоже, что здесь действительно замешаны “темные силы”.


Колонка шеф-редактора

В честь 10-й годовщины журнала ROGTEC мы подготовили выпуск, наполненный первоклассными статьями. В разделе “Круглый стол” мы возвращаемся к истокам нашей заслужившей признание и часто копируемой сейчас идеи. Представители компаний Halliburton, Schlumberger, NOV и NewTech Services обсуждают вопросы технологии буровых долот с учетом текущей рыночной ситуации. В материалах, подготовленных компаниями-операторами, представлены две очень хорошие статьи от Роснефти и отличное интервью с Мартином Райленсом, старшим советником компании BP и руководителем группы технического проектирования гидроразрыва пласта и интенсификации притока. Также мы представляем вашему вниманию замечательную статью, написанную нашим партнером, компанией RPI, о текущих рыночных условиях, влияющих на российский нефтегазовый сектор. В статье говорится о том, какое оборудование сейчас подпадает под действие санкций, какое оборудование производится в России и будет в наличии для компенсации нехватки, а также как в целом влияют санкции на различные отрасли рынка. В предыдущем выпуске нашего журнала мы опубликовали первую часть статьи за авторством компании Energy Aspects, в которой рассматривались вопросы добычи газа в Газпроме. Должен сказать, что эта статья стала одним из самых популярных материалов нашего журнала за последнее время, и в этом выпуске мы рады представить вашему вниманию вторую половину этой статьи. Ее можно найти на 26 странице журнала. Добавим к этому материал

11ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com

Доказано во всем мире

Уже более 56 лет Эккель является мировым лидером в поставке высокопроизводительных гидравлических ключей. Эккель предлагает разнообразные модели гидравлических ключей для работы с БТ, ОК, НКТ, гидравлические стопорные устройства и силовые гидростанции. Предложение ключей для работы с размерами труб от 21/16 до 36 дюймов и моментом до 135000 футо-фунтов (183035 Нм) для самых востребованных условий на суше и на море.

В чем ваш вопрос с трубным соединением? Узнайте больше на WWW.ECKEL.COM/RU

Инжиниринг который впечатляет.

HYDRAULIC POWER TONGS

ПРЕВОСХОДНЫЕ ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫЕ ГИДРОКЛЮЧИ

РЕШЕНИЯ

eckel.com/ru | [email protected]

Эккель защищает ваши трубные соединения от дорогостоящих повреждений

Силовые гидростанции с дизельным или электрическим приводом

Ключи для БТ | Ключи для ОК | Ключи для НКТ | Силовые гидравлические станции

Explorer II - Компьютеризированная система контроля и регистрации

момента и числа оборотов

Разнообразие типов вкладышей для различных применений

Особенности ключа Эккель 20 HS UHT: � 120,000 футо-фунтов � Hydra-Shift (гидропереключение скоростей)

� Открытый/закрытый центр распределителя

� Гидравлический стопор Tri-Grip � Более производительная работа бригады с гидроприводом дверцы ключа

www.eckel.com/ru

СЕТКО – Эксклюзивный Представитель в России.Адрес: Россия, 105005, Москва, Посланников пер., д. 5, стр. 1.Тел.: +7 495 232-10-02E-mail: [email protected]


нашего постоянного автора Дэвида Бэмфорда, а также статью о технологиях бурение от ERIELL Group, и станет очевидно, что наш 10-й юбилейный выпуск получился одним из самых лучших за все время издания журнала.

Одно из наших самых успешных мероприятий в сфере технологий и оборудования для бурения, Круглый Стол Российских Буровых Подрядчиков, RDCR-2015, состоится уже через пару недель и пройдет 9 апреля в отеле Балчуг Кемпински в Москве. Мы горды тем, что смогли привлечь к участию в нем больше делегатов от большего количества компаний-операторов и буровых подрядчиков, чем когда-либо раньше. И даже несмотря на то, что, как и следовало ожидать, несколько компаний- спонсоров из Западной Европы и Северной Америки отказались от участия в мероприятии, мы нашли новых клиентов из России и стран Востока. За последние 10 лет мы осознали важность нашей репутации и доверия к нам со стороны наших клиентов. Наше положение ведущего издания и организатора мероприятий в Российско-Каспийском энергетическом секторе неоспоримо, и мы доказываем это, постоянно увеличивая объем своего бизнес-портфолио. Наше успешное технологическое мероприятие по нетрадиционной нефти, конференция UOR, пройдет 21 мая в отеле Балчуг Кемпински в Москве под новым названием. Посовещавшись с нашими ключевыми партнерами из числа компаний-операторов, мы решили изменить название мероприятия. 1-я технологическая конференция по трудноизвлекаемой нефти, ранее известная как UOR, уже получила поддержку со

Колонка шеф-редактора

стороны всех крупнейших компаний-операторов в данном регионе. Для получения подробной информации просим связаться с нами или посетить вебсайт www.uorc.net.

В конце текущего года мы также запускаем новое мероприятие в Казахстане. Схожее по стилю с RDCR, это мероприятие будет поддержано ключевыми участниками рынка и, конечно же, его организатором будет ведущая и заслужившая доверие международная компания-организатор мероприятий. Просим связаться со мной или с нашим отделом продаж по поводу этого мероприятия, места на котором начали продаваться еще до того, как мы приступили к его рекламе.

Приятного вам чтения!

Ник ЛуканШеф-редактор[email protected]


ОАО «НафтаГаз» многопрофильная компания, образованная в 2009 году. Предприятия компании работают на рынке нефтесервисных услуг и в сфере производства бурового и нефтегазопромыслового оборудования.

Компания предоставляет полный спектр нефтесервисных услуг по следующим направлениям: • Бурение нефтяных и газовых скважин;• Цементирование скважин• Подготовка к бурению нефтяных и газовых скважин (отсыпка кустовых площадок, вышкомонтажные работы; строительство внутрипромысловых дорог, кустовых оснований и амбаров под бурение; комплексное обустройство куста, монтаж буровых установок любых типов);• Капитальный и текущий ремонт скважин, освоение скважин и химизация технологических процессов;• Оказание услуг технологическим, грузоперевозящим транспортом и спецтехникой, осуществление вахтовых перевозок;• Производство и поставка устьевого и бурового оборудования.

+7 495 589-12-12 | [email protected] | www.NaftaGaz.com

ОАО «НафтаГаз»

• команда высококвалифицированных специалистов • высокое качество работ и конкурентная продукция • основательный опыт и большие перспективы

14 ROGTEC www.rogtecmagazine.com14 ROGTEC www.rogtecmagazine.com

Welcome to issue 40 of ROGTEC Magazine. In this issue, we are celebrating a decade of publishing Russia and the Caspian’s leading upstream technology focussed publication. Back at the end of 2004, when we launched ROGTEC, the price of oil stood at around 48 dollars per barrel. It is coincidental that we are currently not far from this exact price ten years later, but with the small difference that somewhere in the middle, we saw a peak of 147. I suppose what I am getting at is that although we are currently experiencing one of the inevitable downturns within this market that we work, the not too distant future will herald an increase in prices, and with it an increase in investments and capital expenditure. For the Russian oil and gas market, there are the obvious darker forces at work that are compounding the low oil prices. The latest version of the Minsk ceasefire agreement has, for the most part at least, held. The sanctions however are still in place and according to the latest noises from Brussels will be kept until the end of this year at the earliest. The sanctions were implemented in order to ensure that the Russians came to the negotiating table with Ukraine/EU, NOT to destroy the Russian economy. The Minsk ceasefire is largely holding - so we do not understand the news coming from the EU that they will increase the length of the sanctions. Dark forces indeed.

To celebrate the 10th Anniversary issue of ROGTEC Magazine, we have an issue packed full of great content. For our roundtable feature, we go back to the origins of our well respected, and now frequently replicated idea. Halliburton, Schlumberger, NOV and NewTech Services discuss Drill Bit technology in the current market conditions. Looking at operator content, we have two very good articles from Rosneft, and a great interview with Martin Rylance, Senior Advisor and Eng. Manager Fracturing & Stimulation at BP. With the current market conditions affecting the Russian oil patch, we also have a great piece written by our partners RPI. The article looks at what equipment is actually being sanctioned, what Russian made equipment is, and will be available to cover the shortfall and what effect generally the sanctions are having on the different areas of the market. In the last issue, we published the first part of a piece authored by Energy Aspects, looking at Gazprom’s gas production. I must say that this piece was one of the most popular articles we have run recently, and it is great to have the second half printed in this issue for your reading pleasure. Please turn to page 26 for this piece. Add to this lot the usual contribution from David Bamford, plus a drilling technology piece from Eriell drilling, and our 10th Anniversary issue is one of our best to date.

EDITORSNOTESEditors Notes

Dear Readers,

15ROGTECROGTECwww.rogtecmagazine.com www.drillmec.com

Компания Drillmec, с опытом работы свыше 100 лет, признана во всем мире как международный лидер в области проектирования, производства и дистрибуции установок для бурения и капремонта скважин для наземных и морских операций, а также широкого ассортимента соответствующего бурового оборудования.Морская, полностью автоматическая установка HH300 является новой концепцией универсальных,

передвижных/мобильных автоматических гидравлических установок производства Drillmec. Установки серии HH имеют меньшую массу и занимают небольшую площадь, снижая воздействие на окружающую среду и при этом обеспечивая более высокую безопасность и эффективность буровых работ, повышение эксплуатационных показателей и снижение расходов.

Drillmec SPA12, via 1° Maggio 29027Gariga di Podenzano (PC) Italy P. +39 0523 354211

Drillmec Россия Космодамианская наб.,52, стр. 4, 5-й этаж, Москва 115054, Россия Тел. +7 (495) 363 32 58

• Инновационное конструктивное исполнение – без буровой лебедки, без балкона верхового рабочего, без работы на высоте• Минимальные занимаемая площадь и масса – быстрый монтаж на всех платформах и суднах• Высокие стандарты техники безопасности и автоматические последовательности операций• Защита окружающей среды – низкое энергопотребление и шумовое воздействие• Низкая потребность в техобслуживании

Автоматическая морская буровая установка HH300Западный Апшерон, Каспийское море, Азербайджан

Повышение производительности • Снижение затрат на бурение • Уменьшенное воздействие на окружающую среду


The 3rd instalment of our hugely successful drilling technology event, the RDCR, is taking place at the Kempinski Baltschug Hotel in Moscow in a couple of weeks – 9th April. We are proud to have secured more delegates from more operators and drilling companies than ever before – and although we have inevitably lost a few sponsoring companies from western Europe and North America, we have gained new clients from Russia and the East. One thing we have learned over the last 10 years is that reputation and the confidence that your clients have in you and your business is key. Our position as a leading publisher and event organizer in the Russian and Caspian energy sector is undeniable, and we are proving this by continuing to increase the size of our portfolio. Our successful unconventional oil technology event, the UOR, will take place on the 21st May at the Kempinski Baltschug Hotel in Moscow under a revised name. Through consultation with our key operator partners, we are rebranding the event. The 1st Hard to Recover Oil Russia Technology Conference, formerly known as the UOR, has already confirmed the support of all of the key operating companies in this area. Please contact us or visit www.uorc.net for further information.

We are also launching a new event later this year in Kazakhstan. Similar in style to the RDCR, this event will have the support of the key market players and, of course, be organised by a leading and trusted international events company. Don’t hesitate to contact me or the sales team about this event, space is already being sold even before we have started to promote it.

Enjoy this issue.

Nick LucanEditorial [email protected]

EDITORSNOTESEditors Notes

Зачем наносить простое армирующее покрытие...

Не довольствуйтесь обыкновенным армирующим покрытием.

Настаивайте на применении Duraband NC...® самого надежного в мире армирующего покрытия!

НА 100% ЗАЩИЩАЕТ ОТ ТРЕЩИН И ВОССТАНАВЛИВАЕТСЯОтличная защита бурильных и обсадных трубНе требует удаления существующего армирующего покрытия Повторное нанесение стоит всего 25% стоимости конкурирующих продуктовОбучение на месте для компаний, впервые применяющих данное покрытие

когда вы можете нанести покрытие

DURABAND !®

www.hardbandingsolutions.com

[email protected]

Колин Дафф, [email protected]

18

n mid-February 2015, the third round of EU sanctions targted a number of Russian officials and nine new

companies were introduced. Previously, in late summer and early autumn 2014, the U.S., EU, Japan and Canada introduced, in two rounds, sanctions against certain individuals and sectors of Russia’s economy including the Russian oil and gas sector. For domestic oil production companies, oilfield service companies and equipment manufacturers these sanctions pose a challenge which needs to be met with shifts in technology, and the re-organisation of their activities.

The sanctions against Russian economic sectors, including the oil and gas sector, were introduced by the EU, U.S. and Canada in two rounds. The first round applied to equipment deliveries and took effect in late July - early August 2014. The second round was introduced in September 2014. It

середине февраля 2015 года вступила в силу третья по счету стадия санкций Евросоюза,

нацеленная против ряда должностных лиц России и девяти новых компаний. Ранее, в конце лета и в начале осени 2014 года США, ЕС, Япония и Канада ввели в два приема персональные и секторальные санкции, направленные на ограничение деятельности нескольких секторов экономики Российской Федерации, в том числе нефтегазовой отрасли страны. Для отечественных добывающих, нефтесервисных компаний и предприятий-производителей оборудования они представляют собой вызов, на который необходимо ответить качественными сдвигами в области технологий и организации своей деятельности.

Секторальные санкции, в том числе в отношении нефтегазовой отрасли, ЕС, США и Канада вводили

ROGTEC

РОССИЙСКИЙ ШЕЛЬФ


Освоение российского шельфа в условиях санкций: нас бьют, а мы крепчаем? Offshore Field Development in Russia: Are the Sanctions an Opportunity for Russian Companies to Fill the Void?Вадим Кравец Vadim Kravets

B I

19ROGTEC

в две стадии. Первая из них касалась поставок оборудования. Она была приведена в действие в конце июля – в начале августа 2014 года. Вторая стадия инициирована в сентябре 2014 года. Она распространяла санкции не только на поставки оборудования, но и на предоставление услуг, обмен информацией с российскими партнерами, а также на участие западных компаний в наиболее технологичных добычных проектах.

Запретить и не пускатьСекторальные санкции США имеют более жесткий характер, по сравнению с санкциями ЕС и Канады. Они подразумевают лицензирование поставок в Россию оборудования для глубинной, свыше 500 футов (152,4 м), добычи углеводородов, разработки арктического шельфа и сланцевых запасов нефти и газа. Санкции ЕС касаются глубоководной добычи, но не конкретизируют минимальную глубину добычи.

Для глубоководных, арктических и шельфовых проектов список запрещенного США к ввозу в Россию оборудования следующий:» буровые установки;» детали для горизонтального бурения;» буровое оборудование и оборудование для заканчивания скважин;» морское оборудование для работы в условиях Арктики;» оборудование для каротажа;» скважинные насосы;» бурильные и обсадные трубы;» программное обеспечение для гидравлического разрыва пласта;» насосы высокого давления;» оборудование для сейсморазведки;» дистанционно управляемые подводные аппараты;» компрессоры;» инструменты для развальцовки;» распределительные краны;» райзеры.

В список оборудования, которое запрещено к ввозу в Россию Евросоюзом, входит оборудование для шельфовых проектов, глубоководного бурения и разведки месторождений Арктики, оборудование для сланцевых проектов, различные виды труб, а также насосы для жидкостей.

При этом Евросоюз ввел режим предварительного одобрения сделок по поставке оборудования в Российскую Федерацию. Соответствующие одобрения должны выдавать уполномоченные государственные органы стран, в которых зарегистрированы компании-экспортеры.

Американские ограничения не предусматривают никаких льгот в отношении контрактов, заключенных

expanded the sanctions so that they now included not only equipment deliveries but provision of services, information exchanges with Russian partners, and engagement of Western companies in the most technologically challenging projects.

ForbiddenThe U.S. sanctions against Russian economy are more strict than the ones imposed by the EU and Canada. They apply to licensing of Russia-bound supplies of equipment for deepwater (over 500 feet, or 152.4 m) hydrocarbon production, development of the Arctic shelf and shale oil and gas deposits. The EU sanctions apply to deepwater hydrocarbon production, but do not specify the minimum depth of production.

For deepwater, Arctic and shale projects the following equipment is prohibited by the U.S. for import into Russia:» drilling rigs;» parts for horizontal drilling;» drilling equipment and well completion equipment;» offshore equipment for Arctic operations;» well logging equipment;» well pumps;» drill pipes and casing pipes;» software for hydraulic fracturing;» high pressure pumps;» seismic exploration equipment;» remotely controlled underwater vehicles;» compressors;» tube expanders;» distribution cocks;» risers.

The list of equipment prohibited by the EU for import into Russia includes equipment for offshore projects, deep water drilling and exploration of hydrocarbon fields in the Arctic, equipment for shale hydrocarbons projects, various types of pipes, and pumps for liquids.

The EU also introduced a pre-approval procedure for deals involving equipment supply to the Russian Federation. Such approvals must be granted by the authorised government bodies of the countries in which the exporting companies are registered.

The U.S. restrictions do not provide any exemptions for contracts executed before 6 August 2014. However, the European authorities may issue a permit for delivery if the export is related to a commitment arising from a contract or agreement executed before 1 August 2014, i.e. before the EU sanctions effective date.

The sanctions are not limited to equipment deliveries only - they apply to the financial sphere and, therefore, the investment opportunities of Russian companies.

ROGTEC

OFFSHORE


20

In mid-July 2014, the U.S. Department of the Treasury prohibited American companies, banks and private individuals, and also all those who operate in the USA from granting Rosneft, NOVATEK, Gasprombank and Vnesheconombank credits and loans for more than 90 days, and also from financing by stockholders. Although the sanctions were imposed by the U.S. only, European banks and investors have de facto supported them, as many of them operate in the American market and don’t want to have any problems with the U.S. authorities.

Moreover, Western companies are prohibited from continuing their cooperation with Rosneft, Gasprom, Gasprom Neft, LUKoil, and Surgutneftegas in joint projects of Arctic, shale and deepwater exploration and production.

All these measures should, according to the prior estimates made by Western experts, considerable slow down or make it impossible to develop the Russian sea shelf and shale hydrocarbon fields, which would inevitably result in a production drop of approximately 3-5% by as early as 2020. In particular, according to the forecasts by Bank of America Merrill Lynch, the Russian oil industry could miss out on up to US$ one trillion of investments during 2015-2045. This will bring about considerable State budget losses - the lost profit may be as high as US$ 27-65 billion for the period ending in 2020.

Gaps in Russian Production CapacitiesImmediately after the introduction of the sanctions, experts in Russian production and oilfield service companies and equipment manufacturing plants started to estimate what were the most vulnerable points in the domestic oil and gas production industry.

According to the RPI analysis carried out with a number of industry experts and summarised in the report “ Outlook for Import Substitution of Oilfield Services Equipment in Russia: No Easy Way Out”, the critical types of oil and gas equipment for the energy sector, that most depend on imports, are: » geophysical, drilling and pipeline equipment for offshore and sea shelf fields; » subsea production systems;» vessels for sea shelf operations;» equipment for horizontal drilling, development of shale oil deposits and reserves in the Bazhenov formation;» equipment for hydraulic fracturing including multistage;» drilling rigs for offshore platforms;» top drives for drilling rigs;» advanced automatic drilling tongs, first of all robotic tongs;» equipment for MWD/LWD operations;» systems of drilling mud treatment (screen shakers, centrifuges, mud cleaners, sludge pumps).

ROGTEC



до 6 августа 2014 года. Европейские же власти могут выдать разрешение на поставку, если экспорт относится к исполнению обязательства, вытекающего из контракта или соглашения, заключенного до 1 августа 2014 года, то есть до даты вступления в силу санкций ЕС.

Санкции не ограничиваются сферой поставок оборудования – они затрагивают и финансовую сферу, а, следовательно, инвестиционные возможности российских компаний.

В середине июля 2014 года Министерство финансов США запретило американским компаниям, банкам и физическим лицам, а также всем, кто работает на территории США, предоставлять компаниям «Роснефть», «НОВАТЭК», «Газпромбанк» и «Внешэкономбанк» кредиты и займы более чем на 90 дней, а также финансирование со стороны акционеров. Хотя санкции были наложены только Соединенными Штатами, европейские банки и инвесторы де-факто присоединились к ним, так как многие из них работают на американском рынке и не хотят иметь проблем с властями США.

Кроме того западным компаниям запрещено продолжать совместную работу в рамках совместных арктических, сланцевых и глубоководных проектов по разведке и добыче совместно с «Роснефтью», «Газпромом», «Газпром нефтью», «ЛУКОЙЛом», и «Сургутнефтегазом».

Все эти меры в совокупности должны, по априорным оценкам западных экспертов, существенно замедлить или вообще сделать невозможным освоение российских шельфовых и сланцевых месторождений, что неизбежно привело бы к падению добычи углеводородов в стране примерно на 3-5% уже к 2020 году. В частности, согласно прогнозам Bank of America Merrill Lynch из-за санкций нефтяная отрасль России может недополучить около $1 трлн инвестиций в течение 2015-2045 годов. Это приведет к чувствительным потерям для бюджета — упущенные доходы могут составить $27-65 млрд уже в период до 2020 года.

Прорехи российского производстваНепосредственно после ведения санкционных ограничений специалисты в российских добывающих и нефтесервисных компаниях, а также на заводах-изготовителях оборудования начали прикидывать, какие наиболее уязвимые места имеются в отечественной нефтегазодобывающей промышленности.

Согласно проведенному совместно с рядом отраслевых экспертов анализу RPI, изложенному в отчете

21ROGTEC

During the period when no restrictions were imposed on the import of equipment, many Russian companies, even when they had sufficient advanced technologies in stock, clearly did not want to set up manufacturing of equipment for the development of offshore hydrocarbon deposits saying that the engineering costs are too high against the low manufacturing quantities of such equipment. Now they’ll have to pay for their mistake, working in the environment of time shortage and very high interest on loans.

Most Foreign Companies Will Stay, But not All In terms of services, it remains to be seen if it’s possible to continue cooperation with major international oil production and oilfield service companies.

As of the end of 2014, foreign companies are continuing to analyse the situation in terms of sanctions, and indeed some have already made a decision to leave Russian production projects, including the offshore.

For example, as noted in the RPI report “Future of Offshore Oil and Gas Production in Russia And FSU Countries. Outlook through 2025”, it was in May last year when Halliburton announced a “relationship freeze” with

ROGTEC

OFFSHORE


«Перспективы импортозамещения нефтесервисного оборудования в Российской Федерации: «заменить нельзя оставить», к числу критических видов нефтегазового оборудования для ТЭК, наиболее зависимых от импорта относятся: » геофизическое, буровое и трубопроводное оборудование для морских и шельфовых месторождений; » подводные добычные комплексы;» суда, предназначенные для работ на шельфе;» оборудование для горизонтального бурения, освоения запасов сланцевой нефти и запасов Баженовской свиты;» оборудование для проведения ГРП, в том числе многостадийных;» буровые установки, предназначенные для морских платформ;» верхние приводы для буровых установок;» технологичные автоматические буровые ключи, в первую очередь ключи-роботы;» оборудование для проведения операций MWD/LWD;» системы очистки бурового раствора (вибросита, центрифуги, сито-гидроциклонные установки, шламовые насосы).

22 ROGTEC



Gasprom Burenie, with who Halliburton had worked in the Prirazlomnoye field. Last summer, Weatherford, having referred to the sanctions, also elected not to participate in operations on the Russian shelf.

In September 2014, ExxonMobil withdrew from all its projects in Russia including geological exploration and Russian sea shelf development in the Black Sea and the Arctic, with the exception of Sakhalin-1.

Last autumn, it became known of the delay, if not total collapse of Rosneft’s deal with North Atlantic Drilling that amounted to $925m. Within the framework of the agreement, the Russian company and its foreign partner entered into long-term agreements on offshore operations, under which six “North Atlantic” offshore drilling rigs were expected to be delivered through 2022. One of these rigs, the West Alpha, had been drilling the Universitetskaya-1 well in the Kara Sea up until the end of October 2014. At the end of September 2014 it became known that the drilling of this well, due to the imposed sanctions, had been stopped, and all the North Atlantic offshore drilling rigs would not be operated any more in the Russian Arctic. Exploration drilling in the Kara Sea, as per Rosneft’s official information, has been suspended until 2016.

The participation of Eni and Statoil in the sea shelf projects remains to be seen, though as of the end of 2014 these companies, unlike ExxonMobil, have not officially announced their withdrawal from the Russian sea shelf projects.

Thus, we can see a common pattern in the approaches of Western companies to the work in Russia - they either have refused or are likely to refuse in the near future from the development of the Russian sea shelf fields because of the sanctions imposed on the Russian Federation. Only old and existing projects are exceptions, under which hydrocarbon production is already ongoing.

Window of OpportunityThe situation around the arctic shelf projects may be seen in two ways. On the one hand, the sanctions have de facto complicated the implementation of the promising production projects. On the other hand, they have opened the window of opportunities for Russian manufacturers and oilfield service companies that enable them to enter the market. The problem is how the interested companies will react to the new market preferences they have gained. Unfortunately, the preliminary results of the analysis have shown that in the manufacturing sphere there are only a few positive examples of the efforts aimed at entering the market of arctic shelf equipment.

In Russia there are previous examples of companies manufacturing offshore drilling rigs and production platforms, but none are fit for operations at depths exceeding 700-800

В период, когда на ввоз оборудования еще не были наложены ограничения, многие российские компании, даже имея достаточные технологические заделы, явно не горели желанием налаживать производство оборудования для освоения морских углеводородных залежей, ссылаясь на большие затраты на проектирование при малой серийности выпуска техники. Теперь за это придется расплачиваться, работая в условиях цейтнота и крайней дороговизны кредитов.

Иностранцы остаются, но ограниченно В сфере предоставления услуг остается под вопросом продолжение сотрудничества с крупными международными добывающими и нефтесервисными компаниями.

По состоянию на конец 2014 года зарубежные компании продолжали анализировать ситуацию с наложенными санкциями, и некоторые из них уже к этому времени приняли решение о выходе из российских добычных, в том числе офшорных проектов.

Например, как отмечено в отчете RPI «Будущее добычи нефти и газа на шельфе Российской Федерации и стран бывшего Советского Союза в перспективе до 2025 года», уже в мае прошлого года Halliburton известил о «приостановке отношений» с российским заказчиком - компанией «Газпром бурение», с которым он работал на Приразломном месторождении. Летом того же года Weatherford, ссылаясь на санкции, также отказался от участия в работах на шельфе России.

В сентябре 2014 года ExxonMobil свернул свое участие во всех своих проектах в России, включая геологоразведку и освоение российского шельфа в Черном море и в Арктике, кроме проекта «Сахалин-1».

Осенью стало известно о фактическом провале сделки «Роснефти» с буровой компанией North Atlantic Drilling в объеме $925 млн. В рамках достигнутых договоренностей российская компания и ее зарубежный партнер заключили долгосрочные соглашения по работе на шельфе, в соответствии с которыми предполагалось использование шести морских буровых установок North Atlantic на отечественном шельфе на период до 2022 года. Одна из таких установок, West Alpha, с августа по октябрь 2014 года бурила скважину «Университетская-1» в Карском море. В конце сентября 2014 года стало известно, что бурение этой скважины в связи с наложенными санкциями прекращено, а все морские буровые установки North Atlantic в российской Арктике работать не будут. Поисково- разведочное бурение в Карском море, по официальной информации «Роснефти», отложено до 2016 года.

23ROGTECROGTEC

OFFSHORE


Москва, ул. 8 марта, 1, стр. 12, подъезд 3, тел. +7 (495) 228-00-31

Уфа, ул. Центральная, 59, тел. +7 (347) 261-67-50, 261-67-90

[email protected]

бурение (ПОИСКОВЫЕ, РАЗВЕДОЧНЫЕ,ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СКВАЖИНЫ)

текущий и капитальный ремонт скважин

колтюбинг

повышение нефтеотдачи

оборудованиедля нефтегазодобычи

транспортно-логистические услуги

24 ROGTEC



metres. Therefore, it remains to be seen how to develop large water areas in the Black Sea (near Tuapse). “Uralmash NGO Holding” is as such the only large plant declaring that their 600-ton drilling rig may be used, following certain retrofits, on offshore platforms.

There is just one top drive system manufacturer in the Russian Federation. ZAO “PromTechInvest” is capable of supplying top drive systems of 160-320 ton capacity and providing their maintenance and post-warranty service. Of late, “Uralmash NGO Holding” have also made efforts on this front. In June 2014, a presentation of the “SVP 320 ECR” 320-ton electric top drive, a new product to be manufactured by this company, was held in Yekaterinburg. The company will start supplying these drives to the market as early as 2016.

OAO “Izhneftemash” are currently implementing a project to manufacturing domestic robotic pipe tongs capable of replacing the imported robotic pipe tongs originating from the West. The pilot sample should be available for testing in the first half of 2015. However, this company is the leader in its market segment and the results of the effort should be judged only once the full round of tests has been completed.

If we look at the segment of subsea systems capable of working at large depths, or equipment for measuring/logging while drilling (MWD/LWD), the prospects of manufacturing of machinery comparable to Western counterparts are quite clouded at best.

It’s no better if we look at innovative, breakthrough solutions. RPI has collected the information on innovative solutions in the oil and gas sector from the Skolkovo foundation. These projects are carried out in order to be implemented, so even patented devices or technological methods are represented by real life samples.

At present, the Skolkovo foundation has funded several dozen projects in the energy sphere, but only one of them, “Integrated systems of well completion and monitoring”, is specifically intended for future offshore operations. The developer is OOO “WORMHOLS Vnedrenie”. In 2012-2014, the developer, together with OOO “LUKoil-Nizhnevolzhskneft” conducted the complete cycle of field testing of the influx control system for prevention of gas breakthroughs in the Yuri Korchagin field. The commercial product is expected to hit the market in 2016.

In the oilfield services sector, the situation is about the same. While in the drilling segment for relatively small depths there are drilling companies such as EDC or Gazprom Burenie, the situation in terms of quality support of offshore drilling is very alarming.

Под вопросом находится участие в шельфовых проектах Eni и Statoil, хотя по состоянию на конец 2014 года эти компании, в отличие от ExxonMobil, официально не объявляли о своем выходе из российских шельфовых проектов.

Таким образом проявилась общая закономерность в подходах западных компаний к работе в России – они или уже отказались или, скорее всего, в недалеком будущем откажутся от освоения российских шельфовых месторождений из-за наложенных на Российскую Федерацию санкций. Исключение могут составить только старые проекта, в рамках которых уже ведется добыча углеводородов.

Окно возможностейСложившаяся вокруг шельфовых проектов ситуация может оценено двояко. С одной, введенные санкции де-факто заметно затруднили реализацию перспективных добычных проектов. С другой,- они открыли окно возможностей для российских производителей и нефтесервисных компаний для входа на рынок шельфовых работ. Проблема состоит в том, как заинтересованные компании среагируют на возникшие для них рыночные преференции. К сожалению, предварительные результаты анализа показывают, что в сфере производства положительные примеры попыток войти на рынок шельфового оборудования можно сосчитать по пальцам.

В России есть прецеденты строительства морских буровых установок и добычных платформ для разработки месторождений, но все они непригодны для работы при глубинах более 700-800 метров. Следовательно, под вопросом остается освоение больших акваторий в Черном море в районе Туапсе.

25ROGTECROGTEC

OFFSHORE


Our ForecastsIf the situation continues to develop in the same fashion as in the second half of 2014 – early 2015, the production dynamics in the Russian offshore fields is going to develop in accordance with the low-level (worst-case) scenario described in the RPI report “Future of Offshore Oil And Gas Production in Russia And FSU Countries. Outlook through 2025”.

This low-level, worst case scenario takes into account the following risks: » no more confirmed resources in already licensed blocks; » lack of funds for continuation of the work;» absence of the required process equipment for field development or exploration of license blocks.

All the three above-listed risks, separately and similarly, fully block the process of field development. Therefore, there is no need to rank them by significance. As a result, the low-level (worst-case) scenario is based on the assumption of the occurrence of at least one of the above-listed risks.

The worst case scenario assumes that the oil and gas production volumes in the Russian sector of the Caspian Sea are going to be fully determined by the production volumes for the Yuri Korchagin field, V. Filanovsky field and Sarmat (Y. Kuvykin) field, which are all developed by LUKoil.

«Уралмаш НГО Холдинг» является по существу единственным крупным предприятием, которое заявляет, что его буровая установка грузоподъемностью 600 тонн может быть использована при определенных доработках на морских платформах.

Почти в единственном числе в Российской Федерации представлен производитель систем верхнего привода (СВП). ЗАО «ПромТехИнвест способно обеспечить поставку СВП с грузоподъемностью в диапазоне 160-320 тонн, а также обеспечить их сервис и послегарантийное обслуживание. К нему в последнее время стал подтягиваться «Уралмаш НГО Холдинг». В июне 2014 года в Екатеринбурге состоялась презентация нового для предприятия электрического верхнего привода СВП 320 ЭЧР грузоподъемностью 320 тонн. По всей видимости, предприятие начнет поставку этих приводов на рынок уже в 2016 году.На сегодняшний день имеется информация, что на ОАО «Ижнефтемаш» реализуется проект по выпуску отечественного ключа-робота, способного заменить импортируемые ключи-роботы западного происхождения. Опытно-промышленный образец должен быть готов к испытаниям в первой половине 2015 года. Но опять же в своем сегменте рынка это предприятие является доминирующим. И говорить о

12

10

8

6

4

2

02014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

1.5 2.02.5

5.0

8.09.0

10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0

1.5 2.0 2.55.0

8.0 9.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0

млн т / Million tons

(факт) - (actual)

Северный блокNorth block Инчхе-мореInchkhe-moreДимитровский и ДербентскийDimitrovskiy and Derbentskiy

Центральный блокCentral BlockТюленийTyuleniyСулакский и ИзбербашскийSulakskiy and Izberbashskiy

Источник: анализ RPI Source: Gazprom, RPI analysis

Рисунок 1. Прогноз добычи нефти в российском секторе Каспийского моря в 2015-2025 годах (низкий сценарий), млн т в годFig. 1. Oil production forecast for the Russian sector of the Caspian Sea in 2015-2025 (low-level scenario) [MTA]

26 ROGTEC



All these fields are within the North Block area. Then the production volume in the Russian Caspian for the period up to 2025 is not likely to exceed 10m tons of oil and 14bn cubic metres of gas.

In the Russian sectors of the Black Sea and Azov Sea (within their boundaries as of early 2014), only exploration drilling is going to be carried out from 2015-2025. In the Arctic, all the 5.0-5.5m tons of oil production will be concentrated in the Prirazlomnoye field, and natural gas production - in Gazprom’s gas fields of the Ob-Tazov Gulf in the 23-25 bcm volume.

In the Far East, at the turn of 2015, hydrocarbons will be commercially produced by Sakhalin-1, 2, 3 projects, roughly. 9-10m tons of oil and 26-28bn cubic metres of gas. If we assume that by 2025 the volumes of oil and gas production in most of the Russian onshore fields will decrease against the current level by 12-15%, arctic shelf production described in the worst case scenario will not be able to compensate for dropping onshore production. As a result, total Russian production by 2023-2025 will at best stagnate or at worst drop year after year.

The only way to avoid the above scenario of events in the Russian oil and gas industry is full acceleration of developing new offshore machinery, equipment and materials combined

результатах разработки можно будет только после проведения полного цикла испытаний.

Если обратиться к сегменту подводных добычных комплексов, способных работать на больших глубинах или оборудованию для проведения телеметрии/каротажа во время бурения (MWD/LWD), то перспективы налаживания выпуска техники, сопоставимой по качеству с западными аналогами, представляются весьма туманными.

Не лучше обстоят дела и в сфере инновационных, прорывных разработок. Компания RPI собрала информацию об инновационных разработках в области добычи нефти и газа, сделанных в фонде «Сколково». Эти проекты реализуются с целью дальнейшего внедрения, так что даже запантетованные устройства или технологические методы имеют уже воплощенные «в железо» реальные образцы.

В настоящее время фондом «Сколково» профинансировано несколько десятков проектов в сфере энергетики, но только один из них – «Комплексные системы заканчивания и мониторинга скважин» - специально заточен на будущую работу на офшоре. Компанией разработчиком является

4

3

2

1

02014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

0.1

0.7

1.2

2.1

3.5

4.2

млн т / Million tons

(факт) - (actual) Источник: анализ RPI Source: Gazprom, RPI analysis

5

6

4.85.0

5.5 5.55.3 5.1

Рисунок 2. Прогноз добычи нефти в российском арктических морях в 2015-2025 годах (низкий сценарий ), млн т в годFig. 2. Oil production forecast for the Russian sectors of the Arctic seas in 2015-2025 (low-level scenario) [MTA]

27ROGTECROGTEC

OFFSHORE


а природного газа – на газпромовских газовых месторождениях Обско-Тазовской губы в объеме 23-25 мдрд куб. м На Дальнем Востоке на рубеже 2025 года углеводороды «на гора» будут выдавать проекты «Сахалин-1,2,3» в объемах приблизительно 9-10 млн т нефти и 26-28 млрд куб. м газа.

Если принять, что к 2025 году на основной массе старых материковых месторождений Россия объемы добычи нефти и газа снизятся по сравнению с современным уровнем примерно на 12-15%, то шельфовая добыча, описанная в низком сценарии, не сможет скомпенсировать выпадающую материковую добычу. В результате суммарная добыча по стране к 2023-20205 годам будет в лучшем случае стагнировать, а в худшем - с каждым годом заметно снижаться.

Единственным способом, позволяющим избежать описанного выше сценария развития событий в российской нефтегазовой отрасли, является всемерное ускорение разработок новой офшорной техники, оборудования и материалов в сочетании с немедленным их внедрением в серийное производство. Эти меры должны быть дополнены скорейшим выходом по крайней мере ведущих нефтесервисных компаний на рынок морских проектов.

Для этого незамедлительно нужно обеспечить всемерную поддержку отечественных производителей оборудования, добычных и нефтесервисных компаний со стороны государства, которое одно может создать им льготные налоговые условия и гарантировать облегченный доступ к дешевым кредитам.

За дополнительной информацией об отчетах RPI, пожалуйста, обращайтесь к Иванцовой Дарье:+7 (495) 502 5433 / 778-9332, e-mail: [email protected] / www.rpi-research.com

with their immediate commercial manufacturing. These measures must be complemented by a quick entrance of the leading Russian oilfield service companies to the offshore sector.

To this effect, full support must be provided to domestic manufacturers of equipment, to production and oilfield service companies by the government, which is the only party that can establish favourable taxation conditions for them and ensure easy access to low-interest loans.

For details please contact Daria Ivantsova on:Tel.: +7 (495) 502 5433 / 778-9332 or via e-mail: [email protected] / www.rpi-research.com

ООО «ВОРМХОЛС Внедрение». В 2012-2014 годах разработчик совместно с ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» провел полный цикл полевых испытаний системы контроля притока для предотвращения прорывов газа на месторождении им. Ю.Корчагина. Выход на рынок серийного продукта запланирован на 2016 год.

В области оказания нефтесервисных услуг положение примерно аналогичное. Если в сегменте бурение при относительно небольших глубинах в России есть бурильшики – например, EDC или «Газпром Бурение», то диспозиция в сегменте качественного сопровождения бурения на офшоре весьма тревожна.

Наши прогнозыЕсли и дальше ситуация будет развиваться так же, как этот было во второй половине 2014 года - в начале 2015 года, то динамика добычи на морских месторождениях России будет явно развиваться в соответствии с низким (пессимистическим) сценарием, описанном в отчете RPI «Будущее добычи нефти и газа на шельфе Российской Федерации и стран бывшего Советского Союза в перспективе до 2025 года».

Упомянутый выше низкий сценарий принимает во внимание следующие риски: » неподтверждения прогнозов относительно запасов (ресурсов) на том или ином лицензионном участке; » отсутствия денежных средств для продолжения работ» отсутствия необходимого технологического оборудования для освоения месторождений или разведки лицензионных участков.

Все три перечисленных риска каждый по отдельности и в одинаковой степени полностью блокируют процесс освоения месторождений. Поэтому нет необходимости их ранжировать по значимости. Как следствие, низкий (пессимистичный) сценарий основан на предположении о реализации хотя бы одного из перечисленных рисков.

Низкий сценарий подразумевает, что объемы добычи нефти и газа в российском секторе Каспийского моря полностью определятся объемами добычи на месторождениях им. Ю.Корчагина, им. В.Филановского и Сарматском (им. Ю.Кувыкина), разработку которых ведет «ЛУКОЙЛ». Все эти месторождения находятся на территории Северного блока. Тогда объем добычи на российском Каспии в период вплоть до 2025 года вряд ли превысит 10 млн т нефти и 14 млрд куб. м газа.

В российских секторах Черного и Азовского морей (в их границах на начало 2014 года) в течение 2015-2025 годов будет проводиться лишь разведочное бурение.В Арктике вся добыча в объеме 5,0-5,5 млн т нефти сосредоточится на Приразломном месторождении,

28

In part 2, we conclude the article by looking at the production outlook, including market risks.

Production OutlookWhile the discussion above points to considerable upstream activity, much of the expected production increments in the coming years come from either the Nadym-Pur-Tazovsky Region (existing fields still ramping up, particularly the Urengoy fields) and the Yamal peninsula. Both of these projects are already completed or well underway such as Bovanenkovo. As such, the scope for significant project delay is limited.

For the projects that are further out, the scope for further delay is more significant and for the most difficult areas (off-shore Arctic drilling), we expect to see little to no gas supply in the coming ten years. This leaves the Eastern corridor gas projects as the biggest source of potential gas and delay, given the extent and ambition of the project. However, all of this gas is focused on the Asian market and as such, is less important for the European gas market.

Using the ramping profiles provided by Gazprom and our own interpolations, we assume maximum capacity will be reached at the later date in the range, and ramp in a more linear fashion than some of the indications provided by

Во 2-й части, завершающей нашу статью, мы рассматриваем прогноз добычи, включая рыночные риски.

Прогноз добычиВ то время как в тексте выше описываются крупномасштабные работы в сфере разведки и добычи, многие из ожидаемых дополнительных приростов добычи в предстоящие годы приходятся на Надым-Пур-Тазовский регион (где продолжается постепенное увеличение добычи на существующих месторождениях, в частности на Уренгойском) и на полуостров Ямал. И тот, и другой проект уже завершены или довольно давно начаты, как, например, Бованенково. В силу этого, масштаб значительной задержки осуществления проектов ограничен.

Для проектов на более поздней стадии освоения, масштаб дальнейшей задержки является более значительным, а что касается более сложных участков (морское бурение в Арктике), по нашим предположениям, в предстоящие 10 лет поставки газа будут незначительными или нулевыми. Поэтому самым большим источником возможного газа и задержки остаются газовые проекты Восточного коридора, учитывая их величину и амбициозность. Тем не менее, весь данный газ предназначен в основном для азиатского

ROGTEC

ДОБЫЧА ГАЗА


Газпром и добыча газа в РоссииОбщий обзор и перспективы развития Часть 2

Gazprom & Russian Gas Production Overview & Future Developments Part 2

29ROGTEC

рынка и, по сути, представляет собой меньшую важность для европейского рынка газа.

Используя предоставленные Газпромом кривые прироста и наши собственные интерполяции, мы предполагаем, что максимальный объем будет

Gazprom. We expect Gazprom will be looking to market, by: » 2020, some 150 bcm/y of additional gas, with almost all of that coming from the Nadym-Pur-Tazovsky and Yamal regions.» 2025, there will be some 285 bcm/y of additional gas production. While some gas will be coming from

ROGTEC

GAS PRODUCTION


Рис. 9: Сроки ввода в эксплуатацию основных добывающих мощностей, млрд. м3 Fig 9: Key new production coming online, bcm

Надым-Пур-Тазовский регион Nadym-Pur-Tazovsky Region

Годовой объем производства, млрд м3 Annual capacity, bcm

Начало Start

Достижение планируемого объема Capacity reached

Песцовое PestsovoeМедвежье MedvezhyeУренгойское блок 1 Urengoyskoye block 1Уренгойское блок 2 Urengoyskoye block 2Уренгойское блоки 3-5 Urengoyskoye block 3-5Юбилейное UbileynoyeЕн-Яхинское Yen-Yakhinskoye

1.73

2.7

9.6

8.7

36.8

1.7

5

2015-2016

2011

2008

2009

2015-2017

2013

2003

2019-2020

2015-2016

2016-2019

2016-2019

2021-2024

2014-2015

2006

Полуостров Ямал Yamal Peninsula

Бованенковское Bovanenkovskoye Сеноманские отложения Cenomanian deposits Неокомско-юрские отложения Neocomian-Jur depositsХарасаевское месторождение Kharasaveiskoye field Сеноманские отложения Cenomanian deposits Неокомско-юрские отложения Neocomian-Jur depositsКрузенштернское KruzenshternskoyeАстраханское Astrakhanskoye

115

25

32

12

33

60

2012

2020-2022

2019-2023

2021-2023

2025-2026

1986

2019-2021

2024-2025

2021-2023

2025-2027

2027-2028

2021

Арктический шельф Arctic Shelf

Штокмановское ShtokmanovskoyeСеверо-Каменномысское Severo-KamennomysskoyeКаменномысское-море Kamennomysskoye-more

71-95

14.5

15.1

Нет ОРИ / No FID

2023-2024

2021

2028-2029

2023-2024

Восточная Сибирь и Дальний Восток Eastern Siberia and the Far East

Чаяндинское ChayandinskoyeКовыктинское KovyktinskoyeКиринское KirinskoyeЮжно-Киринское Yuzhno-Kirinskoye

25

35

5.5

16

2018

2022

2013

2022

2019-2020

Источник: Газпром, Energy Aspects Source: Gazprom, Energy Aspects

30 ROGTEC



достигнут в более поздний срок из приведенного диапазона, и рост будет происходить более линейно, чем показано на профилях Газпрома. По нашим предположениям, объемы сбыта у Газпрома составят: » в 2020 году - около 150 млрд. куб. м в год дополнительно добытого газа, при этом почти весь он будет из Надым-Пур-Тазовского и Ямальского регионов.» в 2025 году - около 285 млрд. куб. м в год дополнительно добытого газа. При том, что часть газа будет поставляться с шельфа Арктики, это будут небольшие объемы с группы месторождений Каменномысское. Мы предполагаем, что в данный период газ не будет поставляться газ со Штокмановского месторождения.

Следует обратить внимание на то, что наши расчеты дополнительных объемов добычи не включают газ с месторождения Заполярное, которое в настоящее время является крупнейшим по объему добычи месторождением в России. Данное месторождение, добыча на котором началась еще в 2001 году, вышло на максимальную проектную мощность 130 млрд. куб. м в год в 2013 г., после ряда расширений своих первоначальных производственных объектов.

При том, что благодаря новым объектам добычи, как предполагается, рынок будет пополнен значительными объемами продукции, на общий объем добычи будут влиять темпы падения добычи на существующих месторождениях. Так как некоторые из существующих месторождений Газпрома находятся на очень поздней стадии разработки, включая месторождения в Надым-Пур-Тазовском регионе, данные темпы падения окажут значительное воздействие на то, какой объем прироста добычи будет реализован на рынке. Вместе с тем, такие месторождения, как Заполярное, будут держаться на

the offshore Arctic, these are small volumes from the Kamennomysskoye fields. We assume no gas in this period from Shtokman.

We note our estimates for incremental new production do not include gas from the Zapolyarnoye field, currently the Russian field with the largest production volume. This field reached its full projected capacity of 130 bcm/y in 2013, after a number of expansions to its original scope, having started production back in 2001.

While new production looks like it is going to put considerable volumes into the market, total production will be influenced by the decline rates at its existing fields. While some of Gazprom’s existing fields are quite mature, including those in the Nadym-Pur-Tazovsky region, those decline rates will have an important impact on exactly how much production growth will be realised. Having said that, fields like Zapolyarnoye are still years away from decline and given its plateau rate is now around a quarter of total Gazprom production, it is helping to largely fill in the decline from the older fields on its own.

Given this, we expect decline from existing producing fields will average out to be between 2-4% per annum, with the higher number a conservative assumption vis-à-vis further production growth. With a decline rate of:» 2% pa, total production increases by 90 bcm/y by 2020 and 187 bcm/y by 2025. This would take Gazprom production up to 560 bcm/y by 2020, which is below the 650-670 bcm/y targeted by the company. Under our modelling, we expect 650 bcm/y of production to be reached by 2025.» 4% pa, total production increases by 54 bcm/y by 2020 and 123 bcm/y by 2025.

With either of these assumptions, Gazprom appears to be facing an overhang of gas production capacity that will increase in the future, and this raises question in the context of how and where it markets its gas.

300

Рис. 10: Прирост добычи, Газпром, млрд. м3 Fig 10: Gazprom incremental production, bcm


Арктический шельф Arctic ShelfВосточная Сибирь и Дальний Восток Eastern Siberia and the Far East

200

100

0

2015 2018 2021 2024

Надым-Пур-Тазовский регион Nadym-Pur-Tazovsky RegionПолуостров Ямал Yamal Peninsula

700

Рис. 11: Добыча всего, Газпром, млрд. м3 Fig 11: Gazprom total production, bcm

Note: 3%pa decline rateИсточник: Газпром, Energy Aspects Source: Gazprom, Energy Aspects

Новые месторождения New FieldsСуществующие месторождения Existing Fields600

500

400

300

200

100

02015 2018 2021 2024

31ROGTECROGTEC

GAS PRODUCTION


32 ROGTEC

ГАЗ


пике добычи еще многие годы, и учитывая то, что полка добычи на нем сейчас составляет четверть общего объема добычи по Газпрому, оно существенно помогает в компенсации падения добычи с более старых месторождений. C учетом вышесказанного, мы ожидаем, что падение добычи с существующих разрабатываемых месторождений в среднем будет составлять от 2 до 4% в год, при этом более высокая из этих цифр является “консервативным” допущением в сравнении с дальнейшим ростом добычи. При темпе падения:» 2% в год, общий объем добычи возрастает на 90 млрд. куб. м в год к 2020 году и 187 млрд. куб. м в год к 2025 году. Соответственно, объем добычи по Газпрому возрастет до 560 млрд. куб. м в год к 2020 году, что ниже планируемого компанией объема 650-670 млрд. куб. м в год. По результатам нашего моделирования, мы ожидаем, что объем добычи 650 млрд. куб. м в год будет достигнут к 2025 году.» 4% в год, общий объем добычи возрастает на 54 млрд. куб. м в год к 2020 году и 123 млрд. куб. м в год к 2025 году.

При любом из данных допущений представляется, что у Газпрома имеется излишний объем добытого газа, который будет увеличиваться в будущем, и в связи с этим встает вопрос, как и где Газпром должен реализовать свой газ.

Сдерживающие факторы: финансирование расширения Данные цифры позволяют выдвинуть предположение об отсутствии задержек, выходящих за границы предоставленных Газпромов диапазонов. Хотя это допущение и оправдано в отношении Ямальских проектов (по крайней мере Бованенковского) и приращения к существующим добывающим регионам, это представляет собой значительно больший скачок для проекта Восточного газового коридора.

При том, что мы ссылаемся на стоящие перед Газпромом технические проблемы (ведение работ при низкой окружающей температуре), мы считаем, что они уже встречались ранее в ходе осуществления Ямальского проекта. Тем не менее, если добавить к этому более сложное геологическое строение месторождений Восточной Сибири по сравнению с Уральским регионом, следует ожидать задержек.

Еще большей проблемой будет финансирование столь масштабного одновременного расширения. По первоначальным расчетам, стоимость Восточного коридора составляет около 75 млрд. долларов США. Не было известно в точности, какую долю Восточного коридора предусматривалось покрыть

Headwinds: Financing the Expansion Implicit in these numbers is an assumption there are no delays outside of the ranges provided by Gazprom. While this is a defensible assumption in terms of Yamal projects (Bovanenkovo at least) and the augmenting of the existing producing regions, this is a much larger leap for the eastern gas corridor project.

While we have alluded to the technical issues facing Gazprom (a cold operating environment), we think most of them have already been encountered with the Yamal project. However, adding the greater geological complexity in eastern Siberia compared to the Urals regions, delays are expected.

A bigger challenge will be funding so much expansion at one time. The first estimates of the cost of the Eastern corridor are somewhere around the $75 billion level. It was not clear exactly how much of the eastern corridor that is meant to cover, although we expect it would do well to cover the upstream developments in the Yakutia and Irkutsk, and the Power of Siberia pipelines to the Chinese border. Add expected capex for the upgrades to the UGSS and Vladivostok LNG ($14 billion) and further upstream development in the Yamal and Sakhalin, and the capex burden has been built.

Over the last three years, Gazprom capex averaged in the region of $38 billion, and we expect that for the 2014-2018 period, annual capex will likely have been above $40 billion to deliver the major projects to which it is committed. As the cost of development for such large-scale projects will increase during their construction, the current estimates are likely to be on the low side of what Gazprom will need to invest.

Ability to Fund from EarningsGazprom funds from its earnings. In 2013, Gazprom reported net profit of the group in 2013 put at $25 billion.

ExxonMobilChevronStatoilBPShellГазпром - GazpromEni

2013

11%12%14%16%16%19%25%

Рис. 12: Затраты Газпром на крупные проекты, млрд. долл. США

Fig 12: Gazprom major project spending, US$ bn


33ROGTECROGTEC

GAS


34 ROGTEC



этой суммой, хотя мы предполагаем, что этого вполне должно хватить на развитие объектов разведки и добычи в Якутии и Иркутской области, а также трубопроводов системы “Сила Сибири” до границы с Китаем. Если добавить к этому капитальные затраты на модернизацию ЕСГС и и проекта Владивосток-СПГ (14 млрд. долл. США) и дальнейшее развитие объектов разведки и добычи на Ямале и Сахалине, то сумму обязательств по капитальным затратам можно считать завершенной.

На протяжении последних трех лет капитальные затраты Газпрома составили примерно 38 млрд. долл. США, и мы ожидаем, что на период 2014-2018 гг. ежегодные капитальные затраты, по-видимому, составят свыше 40 млрд. долл. США, требующихся для осуществления крупных проектов, на которые выделена данная сумма. Так как стоимость развития таких крупномасштабных объектов возрастет во время их строительства, текущие расчеты, скорее всего, отражают минимальный размер инвестиций, которые понадобится осуществить Газпрому.

Возможность финансирования из чистой прибылиГазпром осуществляет финансирование из своей чистой прибыли. В 2013 году чистая прибыль Газпрома, согласно его отчетности, составила 25 млрд. долл. США. При том, что часть чистой прибыли была распределена среди акционеров, очевидно, что продолжение осуществления крупных инвестиций Газпромом будет означать увеличение уровней его задолженности.

При этом Газпрому также придется справляться со всем этим на фоне продолжающегося снижения цен на его продукцию. В 2013 году средневзвешенная цена реализации продукции Газпрома упала на 4%, несмотря на рост оптовых цен на газ в Западной Европе на 14%. Причиной этому была продолжающаяся программа пересмотра контрактов с его основными западноевропейскими клиентами, что привело к

With some of the net profit distributed to shareholders, it is clear a continuation of the heavy investments Gazprom is undertaking will have to mean an increase in its debt levels.

Gazprom will also have to manage all of this with the ongoing reduction it sees in the price it is paid for its output. In 2013, Gazprom’s weighted average price of its sales fell by 4% despite wholesale gas prices increasing in Western Europe by 14%. This was due to a sustained programme of contract renegotiation with its main western European customers that lowered contract prices in a year of higher hub prices. With greater hub indexation now in those contracts in some shape or form, Russian gas sales will see further y/y reductions, as hub prices are down by -26% this year. Without any further reform of domestic gas prices, Gazprom will find it increasingly difficult to finance a high proportion of its capital expenditure from its earnings.

Debt Financing: SanctionsGazprom has leverage levels at the high end of the major resource extraction companies, with its 2013 debt to equity ratio at 19%. This is possibly due to it having relatively small oil revenues compared to its gas revenues in terms of its peer group.

The US and EU have been enacting progressively tougher sanctions on Russia over 2014 in response to the Ukraine crisis. These sanctions targeted the oil and gas sector, but the intention was not to disrupt current oil and gas exports that represent a significant proportion of European (and global) energy supplies. Instead the sanctions have been designed to impact the long term prospects of the Russian energy sector by restricting access to western financing and technology.

Through July and August sanctions were imposed on a growing list of Russian banks and oil companies. The US sanctioned the gas firm Novatek in July, but Gazprom was notable for its absence from both EU and US sanction lists. This reflected EU concerns that imposing any sanctions on Russia’s largest gas producer, even ones not designed to disrupt current production or exports, could impact European gas markets and wider economies. However, on

Eastern corridorSouth streamUGSS upgrade for South StreamLNG VladivostokSakhalinTotal

Period

2014-20182011-2017

2011-20172014-20182014-2019

Fig 13: Debt/equity ratios, major resource companies,%

Source: Company annual reports, Energy Aspects

Costs US$ Billion

7523

2313.5

7141.5

Восточный коридорЮжный потокМодернизация ЕСГС для Южного потокаВладивосток-СПГСахалинВсего

Период

2014-20182011-2017

2011-20172014-20182014-2019

Рис. 13: Соотношение между заёмными и собственными средствами, крупные энергоресурсные компании, %

Источник: Предприятия Годовые отчеты, Energy Aspects

Затраты млрд. долл. США

7523

2313.5

7141.5

35ROGTECROGTEC

GAS PRODUCTION


снижению стоимости контрактов договорных цен в год повышения цен на транзитных узлах. При большей текущей индексации цен на транзитных узлах по данным контрактам в той или иной форме, продажи российского газа еще больше снизятся в годовом исчислении, т. к. цены на транзитных узлах в текущем году упали на 26%. Без дальнейшего пересмотра цен на газ на отечественном рынке Газпрому будет все труднее финансировать значительную долю своих капитальных затрат из своей чистой прибыли.

Кредитное финансирование: санкцииУ Газпрома есть “кредитные плечи” в высшем секторе крупных компаний по добыче полезных ископаемых, при его 19-процентном соотношении между заёмными и собственными средствами. Возможно, причиной этому является относительно низкая выручка Газпрома от продажи нефти по сравнению с выручкой от продажи газа, в отличие от аналогичных компаний.

В течение 2014 года США и ЕС вводили все более и более жесткие санкции против России в ответ на украинский кризис. Данные санкции были нацелены на нефтегазовый сектор, но намерением при этом было не нарушить действующие схемы экспорта нефти и газа, которые составляют значительную долю поставок энергоносителей в страны Европы (и в другие страны мира). Вместо этого, целью санкций было воздействие на долгосрочные перспективы российского энергетического сектора путем ограничения доступа к западным финансированию и технологиям.

12 September, the US added Gazprom to the list of energy companies that face restrictions on dollar lending, for terms of more than 90 days. This is a move that the EU still has not followed, because of supply disruption concerns.

The sanctions will make it more difficult for Gazprom and Novatek to finance debt on international markets. They are formally blocked from working with US companies and individuals, and the indications are that they will find it more challenging to attract buyers on Eurobond markets—even though the EU has not sanctioned the gas companies. The political risks will put many buyers off investing in bonds from Gazprom and those still willing to enter into deals will expect higher returns, raising the costs of borrowing. The financial sanctions will have more effect than the restrictions on technology and services linked to arctic, deepwater and shale projects, as these make up a relatively small portion of Gazprom’s portfolio. The sanctions have also led to the cancellation of the South Stream pipeline project.

Debt Financing: OtherWhile recourse to western debt markets looks more challenging, there are other sources of financing.

For the Eastern corridor projects, tapping into China’s surplus of funds is likely to be an important source of additional financing. When the 38 bcm gas deal with China was signed earlier in the year, it was reported that Russia will invest $55 billion, while China will invest at least $20 billion. It was reported the $20 billion was for pre-payment for future delivered gas.

36 ROGTEC



As part of the negotiations, Russia reportedly lifted an informal ban on foreign ownership of strategic assets, apparently opening the way for Chinese companies to take part in developing the gas fields and pipeline. This would open the way for some equity holdings in the resources, which would be attractive to China. In addition, reports have surfaced that Russia is looking to Chinese banks for long term debt, and while Chinese banks may want to provide this, they will also be careful not to fall foul of western sanctions.

While we understand Chinese banks are increasingly lending to Russian natural resource companies, lending to sanctioned Russian companies is highly sensitive. Any loans from Chinese banks are likely to be done on a low profile bilateral basis initially, and loans by Chinese banks are likely to be denominated in Renminbi (Rmb) or roubles, as Chinese lenders with large operations in the US will find it difficult to lend dollars in the face of sanctions. Chinese banks are already big lenders to Gazprom and the climate of sanctions is reportedly allowing them to boost business with these clients.

The Russian state also provides support to its oil and gas companies, and as Gazprom is 51% owned by the state, it is likely to benefit from such support. State support tends to be in the form of: provision of goods and services at below market value (historically 50%-75% of subsidy levels); foregone government revenue through a policy of tax rebates and incentives (20%-40%); and direct financial transfers (2%-4%). However, it is challenging to get a handle on how much resource might be available from the Russian government to realise these projects.

The longer the sanctions on Russia hold, the more difficult replacing access to western capital markets. This creates some risk to the timely completion of these projects.

Marketing the Gas: Pricing and Russia’s Relationship with Western EuropeGiven our assumptions on production growth, Gazprom is building up a ‘gas bubble’ that suggests it needs expanding markets in order to monetise these investments.

Setting aside Chinese demand that will be met with the Eastern corridor gas, the problem for Gazprom is with its Yamal gas, and where it goes? The answers are not easy. Gazprom has some challenges, as: » Its main western European market has failed to grow: – Low economic growth and stagnation in energy intensive industry has meant gas demand has failed to expand in residential, commercial and industrial sectors. – Low global coal prices and a recession induced softening of carbon prices since 2011 has left gas out of merit in the last few years. With increasing levels of renewable capacity squeezing thermal generation, it will

В течение июля и августа были введены санкции по отношению к постоянно растущему числу российских банков и нефтяных компаний. В июле США применили санкции против газовой фирмы “Новатек”, но характерно, что Газпром не был включен ни в европейский, ни в американский перечни подпадающих под санкции компаний. Это отразило озабоченность ЕС по поводу того, что введение каких-либо санкций против крупнейшей российской газодобывающей компании, даже тех, что не направлены на нарушение текущей добычи или экспорта, может повлиять на европейские рынки газа и другие отрасли экономики. Тем не менее. 12 сентября США добавило Газпром к перечню энергетических компаний, подпадающих под ограничения в части получения долларовых кредитов на сроки более 90 дней. ЕС все еще не последовал этому шагу США, что объясняется озабоченностью по поводу нарушения поставок.

Санкции сделают более сложным для Газпрома и Новатека финансирование долга на международных рынках. Официально им запрещено работать с компаниями и частными лицами США, и есть признаки того, что им будет сложнее привлечь покупателей на рынке еврооблигаций – даже несмотря на то, что ЕС не ввел санкции против газовых компаний. Политические риски отпугнут многих инвестирующих в облигации покупателей от Газпрома, и те, кто все же захочет заключить сделки, будут ожидать более высоких доходов, что повысит ссудные проценты. Финансовые санкции будут иметь больший эффект, чем ограничения на технологии и услуги, связанные с арктическими, глубоководными и шельфовыми проектами, так как они составляют лишь относительно малую долю в портфеле проектов Газпрома.

Кредитное финансирование: прочееХотя обращение за помощью к западным рынкам долгосрочного кредита сейчас становится более проблемным, имеются и другие источники финансирования. Санкции также привели к отмене проекта трубопровода «Южный поток».

Для проектов Восточного коридора, получение доступа к свободным средствам Китая, видимо, будет важным источником дополнительного финансирования. Когда ранее в текущем году с Китаем было заключено соглашение по газу в объеме 38 млрд. куб. м, было объявлено, что Россия инвестирует 55 млрд. долл. США, а Китай - не менее 20 млрд. долл. США. Сообщалось о том, что 20 млрд. долл. США являются предоплатой за будущие поставки газа.

В процессе переговоров, как сообщалось, Россия сняла неофициальный запрет на иностранное

GAS PRODUCTION

Рис. 14: Крупные трубопроводные проекты, млрд. м3 Fig 14: Major pipeline projects, bcm

Объем, млрд. м3 Volume bcm

Грязовец-Выборг Gryazovets-VyborgЮжный поток South stream Расширение ЕСГС UGSS Expansion На море Offshore На суше OnshoreБованенково-Ухта Bovanenkovo-Ukhta Первая линия First line Вторая линия Second lineУхта-Тозок Ukhta-Tozok Первая линия First line Вторая линия Second lineСахалин-Хабаровск-Владивосток Sakhalin-Khabarovsk-VladivostokСила Сибири Power of Siberia Чаянда–Благовещенск Chayanda to BlagoveshchenskМурманск-Волхов Murmansk-Volkhov

9.4

63

63

63

60

60

45

45

5.5

61

46

Трубопровод Pipeline

Длина, км Length km

216

2,506

925

1,455

1,205

1,195

1,371

972

1,354

3,056

2,177

1,365

Компрессоры, МВт Compressors MW

25

1,516

1,108

1,108

805

625

32

1,330

1,298

1,225

Строительство Construction

2014-2017

2014-2017

2014-2017

2014-2017

2014

2014-2019

2017

2014-2017

2012

2018

Месторождения Fields

Ямал Yamal Бованенково Bovanenkovo Бованенково Bovanenkovo Сахалин - будет расширен Sakhalin – will be expandedКовыктинское и Чаяндинское Kovyktynskoye and Chayandinskoe Штокмановское Shtokmanomanovskoye


владение стратегическими активами, явно открывая китайским компаниям путь к участию в разработке газовых месторождений и строительстве газопроводов. Это открыло бы возможность для владения какой-то долей ресурсов, что было бы привлекательно для Китая. Кроме того, появились сообщения о том, что Россия рассчитывает на получение долгосрочного кредита от китайских банков, и хотя китайские банки могут захотеть предоставить его, им также придется соблюдать осторожность, чтобы не пострадать от западных санкций.

Хотя, насколько нам известно, китайские банки все больше и больше кредитуют российские компании, разрабатывающие природные ресурсы, выдача кредитов находящимся под действием санкций российским компаниям является весьма деликатным делом. Любые кредиты китайских банков, по-видимому, будут выдаваться первоначально на основе мало афишируемой двусторонней договоренности, и кредиты китайских банков, по-видимому, будут выражены в юанях (Rmb) или рублях, так как китайские кредиторы, ведущие крупные операции

take either a strong reduction in gas prices or an increase in carbon prices to stimulate further demand.» Its relationship with its EU partners is at a low, as the fallout from the Ukraine crisis is causing a rethink in EU capitals over the current dependency of the block on Russian energy. The deterioration in the relationship is now reflected in the debates over: – The South Stream pipeline, with Brussels doing what it can to make life difficult for the project, which eventually contributed to the decision to cancel the project and explore an alternative ‘Turk Stream’ route. – The 2030 energy framework, with greater focus likely to shift back to the promotion of renewables and energy efficiency, two policy topics likely to see more attention, precisely for the impact they could have on fossil fuel demand. – Potential other supplies for the EU from such ‘desirable’ exporters as Iran (Focus piece: Iran – so far, so close, 6 August 2014).

There is a lack of obvious alternative to a less than welcoming EU market. The Middle East has its own gas and with relationships with Iran normalising, it is better placed to expand its exports into the region. LNG is

38 ROGTEC



в США, будут испытывать трудности с выдачей долларовых кредитов в связи с санкциями. Китайские банки уже являются крупными кредиторами Газпрома, и климат санкций, как сообщается, позволяет им укрепить деловое сотрудничество с подобными клиентами.

Россия на государственном уровне также оказывает поддержку своим нефтяным и газовым компаниям, и так как 51% акций Газпрома принадлежит государству, он, по-видимому, извлечет выгоду из такой поддержки. Государственная поддержка, как правило, оказывается в виде: предоставления товаров и услуг по ценам ниже рыночных (обычно уровни субсидирования составляют 50%-75%); упущенного государственного дохода через политику налоговых льгот и стимулов (20%-40%); и прямых денежных переводов (2%-4%). Тем не менее, сложно сказать точно, сколько ресурсов может выделить российское правительство для реализации данных проектов.

Чем дольше будут действовать санкции против России, тем труднее будет восстановить доступ к западным рынкам капитала. Это создает некоторый риск по отношению к своевременному завершению данных проектов.

Маркетинг газа: ценообразование и отношения России с Западной ЕвропойС учетом наших предположений о росте добычи, Газпром создает “газовый пузырь”, из чего можно предположить, что Газпром нуждается в расширении рынков для монетизации данных инвестиций.

Если исключить китайский спрос, который будет удовлетворен газом Восточного коридора, перед Газпромом стоит проблема с его ямальским газом, и куда же он пойдет? Ответить на этот вопрос непросто. Газпрому понадобится решить ряд проблем, а именно: » Его основной европейский рынок так и не расширился: – Слабый экономический рост и застой в энергоемких отраслях промышленности означают, что спрос на газ не увеличился в жилищном, коммерческом и индустриальном секторах. – Низкие мировые цены на уголь и вызванное кризисом снижение цен на углеродные квоты с 2011 года лишили газ его преимуществ в последние несколько лет. Учитывая растущие уровни возобновляемых ресурсов, которые вытесняют производство тепловой энергии, для стимулирования дополнительного спроса потребуется либо значительное снижение цен на газ, либо повышение цен на углеродные квоты.» Его отношения с европейскими партнерами находятся в упадке, так как последствия украинского

кризиса ведут к необходимости поиска в странах ЕС путей избавления от их текущей зависимости от российских энергоносителей. Ухудшение отношений теперь отражается в дебатах по: – Трубопроводу “Южный поток”, в связи с чем руководство ЕС принимает все возможные меры к тому, чтобы воспрепятствовать реализации проекта, что в конечном итоге привело к принятию решения об отмене проекта и разработке альтернативного маршрута под названием «Турецкий поток». – Схеме развития энергетики на период до 2030 года, где по-видимому, основной акцент будет вновь перенесен на стимулирование к использованию возобновляемых источников энергии и вопросы энергоэффективности - вероятно, что именно этим двум ключевым направлениям будет уделено больше внимания именно по причине их влияния на потребность в ископаемых видах топлива.

facing its own global glut, as big volumes of Australian and US gas are due to enter the market by 2020. There is Asia, and expanding gas exports to China would be possible through the western route, which ties up to China’s West-East pipeline system. But the Chinese are difficult negotiators and have their own issues over supply security they want to deal with, which may make further gas sales there just as complex as the first agreement.

This brings us back to Western Europe, which for all of its issues, has a large volume of repressed demand available in the regions underused CCGTs. If gas can get into power, than there is a market, and it becomes just a price issue.

In its production outlook, Gazprom said it was committed to the principle of producing as much gas as demanded, provided there are ‘favourable market conditions’. Gazprom has previously been happy that customers, required to take or pay, would ramp down to annual minimums in the event of insufficient demand. The introduction of hub indexation has changed this somewhat, and with less flexibility in the contracts, nominations this year have been high and this has had a significant impact on hub prices. With Gazprom potentially bringing big volumes of gas to market, the question is does it sit on the bubble and hope the carbon price eventually does the work? Or does it pop the bubble and go for market volumes over price? These are big questions that Gazprom must grapple with and while time will tell what option they choose, it is hard to expect they will choose the latter.

39ROGTECROGTEC

GAS PRODUCTION


Рис. 15: Инфраструктура Газпрома в цифрах Fig 15: Gazprom infrastructure numbers

Количество месторождений в эксплуатации Number of fields in operationГазодобычные скважины Gas production wellsНефтедобычные скважины Oil production wellsУстановки комплексной и предварительной подготовки газа Comprehensive and preliminary gas treatment plantsСовокупная проектная производительность установок комплексной подготовки газа Aggregate design capacity of comprehensive gas treatment plantsДожимные компрессорные станции Booster compressor stationsУстановленная мощность дожимных компрессорных станций Installed capacity of booster compressor stations

2005

114

6,401

4,372

169

940

44

4,176


2006

119

6,513

4,948

170

958

44

4,176

2007

122

6,640

5,342

172

976

45

4,300

2008

122

6,723

5,444

173

991

45

4,460

2009

121

6,774

5,663

174

991

47

4,508

2010

120

6,806

5,941

176

1,001

48

4,572

2011

124

6,988

6,151

177

1,003

49

4,730

2012

127

7,226

6,738

179

1,073

49

5,015

2013

131

7,263

7,246

170

1,100

65

5,055

шт. / Units

шт. / Units

шт. / Units

шт. / Units

млрд. м3/г bcm/y

шт. / Units

МВт / MW

– Возможные иные поставки для ЕС от таких “желательных” экспортеров, как Иран (В поле зрения: Иран – далекий и в то же время близкий, 6 августа 2014 г.).

Очевидных альтернатив не очень приветливому европейскому рынку в данное время совсем немного. У Ближнего Востока есть свой собственный газ, и теперь, когда отношения с Ираном нормализуются, ему стало легче увеличивать объемы экспорта своей продукции в регион. На рынке СПГ ожидается глобальное перенасыщение, так как к 2020 году на нем появятся большие объемы газа из Австралии и США. Остается Азия, и увеличение экспорта газа в Китай будет возможно через западное направление, которое подключается к китайской трубопроводной системе “Запад-Восток”. Но с китайцами трудно вести переговоры, и у них есть свои собственные нерешенные проблемы с обеспечением надежности поставок, что может сделать дополнительные продажи газа в Китай такими же затруднительными, как это было в случае с первым соглашением.

В итоге мы возвращаемся к Западной Европе, которая, со всеми своими проблемами, имеет большой объем неудовлетворенной потребности на неиспользуемых сейчас в полную мощность региональных ТЭЦ с газотурбинной установкой. Если газ возможно превратить в энергию, то имеется и рынок его сбыта, поэтому остается лишь договориться о цене.

В своем прогнозе добычи Газпром заявил, что придерживается принципа добычи газа в объеме, необходимом для полного удовлетворения потребностей в нем, при условии наличия “благоприятных рыночных условий”. Ранее Газпром устраивала ситуация, когда клиенты, от которых требовалось “брать или платить”, постепенно снижали объемы до годовых минимумов в случае недостаточного спроса. Введение индексации на транзитных узлах в определенной степени изменило эту ситуацию, и ввиду меньшей гибкости, предусматриваемой контрактами, заявленные объемы в текущем году высоки, и это существенно повлияло на цены на транзитных узлах. Если Газпром поставит на рынок большие объемы газа, встает вопрос, не “сидит” ли он на пузыре и надеется на то, что цена на углеродные квоты в конечном итоге сделает за него всю работу? Или же он лопнет этот пузырь и предпочтет рыночные объемы цене? Вот эти серьезные вопросы придется решать Газпрому, и хотя лишь время может показать, какому варианту он отдаст предпочтение, Газпром вряд ли выберет последний.

40

1. The crash in the oil price has had a major impact on global oil and gas projects. Russia has also had to deal with sanctions and the exchange rate drop. What impact has this had on Russian demand for drill bits? How are you dealing with the situation?

Halliburton: Together with the whole industry, we are focused on the optimization and maximum localization of our market segment under the conditions of prices drop and customers striving to minimize their costs during well construction. When oil prices drop the first thing oil and gas producers tend to save on are drilling costs. We are an oilfield services company and a manufacturer of drill bits and coring tools. Our business is directly related to the demand for drilling equipment ordered by our customers.

NOV Wellbore Technologies: In spite of the oil crisis, the drilling scopes planned for 2015 have not been changed considerably. Indeed, some of our customers are increasing their drilling programs. So even with the current political and market conditions, the demand for

1. Резкое падение цен на нефть сильно повлияло на нефтегазовые проекты во всем мире. России также пришлось столкнуться с международными санкциями и снижением курса рубля. Как это отразилось на спросе на буровые долота в России? Как вы справляетесь с возникшей ситуацией?

«Халлибуртон»: Как и вся индустрия, мы сфокусировались на оптимизации и максимальной локализации нашего сегмента рынка в условиях падения цен и стремления заказчика минимизировать свои затраты в процессе строительства скважин.. Как правило, при значительном падении цен на нефть первое, на чем пытаются экономить нефтегазовые компании, — это расходы на бурение. Мы, нефтесервисная компания, в частности производитель буровых долот и керноотборного инструмента, и наш бизнес непосредственно зависит от спроса на буровое оборудование, заказываемое нашими клиентами.

ROGTEC

БУРЕНИЕ



Technology Roundtable: Drill Bits

Дмитрий Зулпикаров «Халлибуртон» Dmitry Zulpikarov Halliburton

Сергей ПлюттаNOV Wellbore Technologies Sergey Plyutta NOV Wellbore Technologies

Максим ПетренкоSchlumberger Maxim PetrenkoSchlumberger

Александр Дунаев НьюТек Сервисез Alexander DunaevNewTech Services

41ROGTEC

NOV Wellbore Technologies: Не смотря на нефтяной кризис, объемы бурения, планируемые на 2015 год, не претерпели значительных изменений, некоторые из наших заказчиков напротив увеличивают объемы эксплуатационного бурения. Таким образом, даже не смотря на введенные в отношении России санкции, спрос на наши долота и технологии остается по-прежнему высоким. Единственным существенным негативным фактором можно считать падение курса рубля. Однако, ввиду того что российский рынок долот всегда был чувствителен к ценам, наша компания задолго до настоящего кризиса сделала одной из своих стратегий снижение долларовой составляющей в финальной стоимости долот и уменьшения их цены в целом за счет оптимизации процессов и усовершенствования применяемых материалов. Это позволяет нам в сложившейся непростой ситуации на рынке чувствовать себя достаточно уверен.

Schlumberger: Прошлый год стал рекордным годом для «Шлюмберже» в частности, и для нефтегазовой отрасли в целом. Это был год, в котором средняя цена нефти сорта “Брент” составляла 99 долларов за баррель. В 2015 году, по прогнозам EIA, она будет намного ниже 58 долларов за баррель, и очевидно, что предстоящий год будет совершенно иным. Действительно, прогнозы на соотношение спроса-предложения и конкуренцию в целом между различными поставщиками отрасли, вероятно, приведут к созданию существенно иных условий сотрудничества после того, как рынок стабилизируется. И Россия не является исключением в этом плане. Поэтому, в данной ситуации мы концентрируемся на том, что можем контролировать, управляя нашим бизнесом таким образом, чтобы обеспечить более плавное снижение объемов производства, чем в предыдущие периоды экономического спада.

С учетом текущих цен а предметы потребления, предстоящий год будет сложным. Однако мы активно сотрудничаем с нашими клиентами, адаптируя наши ресурсы под существующую ситуацию на рынке, а также корректируем наши ценовые предложения, используя наиболее экономически выгодные решений. Но мы также видим этот год, как год полный возможностей, которые мы намерены использовать по мере усиления наших позиций в сфере технологий и предлагаемых услуг. Будучи представленными в различных регионах России и Центральной Азии, имея уникальные технологии и разнообразное оборудование, в мы по-прежнему уверены в том, что сможем превзойти конкурентов.

НьюТек Сервисез: Пока что мы не заметили снижения спроса – более того, мы отмечаем его рост.

our drill bits and technologies remains high. We are fully compliant with all sanctions and while there have been some delays and an added administrative burden, our business has not been materially affected. The ruble exchange rate fall, on the other hand, can be considered a majorly significant negative factor. The Russian bit market has always been sensitive to prices however, and long before the current crisis our strategy was to reduce the dollar content in the final bit cost and decrease the total price of our bits by optimizing processes and improving the materials that we use. This allows us to feel quite confident in the current market condition.

Schlumberger: Last year was a record year for Schlumberger, and for the oilfield services industry in general. It was a year in which the price for Brent averaged $99 per barrel. In 2015, the EIA forecasts a much lower $58 for the same barrel, and it’s clear that the coming year or so will be very different. Indeed, views on the supply-demand balance and competition between various marketed sources of supply are likely to lead to a significantly different environment for the industry once the market recovers. Russia is not an exception. We are therefore forecast on what we can control to manage our business and deliver better decrementals than in previous downturns.

Given current commodity prices the year ahead will be challenging. But we are actively engaged with customers to tailor resources to activity, and to manage pricing through the most cost-effective solutions. But we also see this year as one offering multiple opportunities that we intend to leverage as we strengthen our technologies and service offering. With our geographical footprint in Russia and Central Asia, unique technologies and extensive business portfolio, we remain confident in our ability to outperform.

NewTech Services: So far we have seen no reduction in demand, in fact demand has increased. This is probably because we manufacture drill bits using western technology in Russia.

However we have noticed that some major customers are in a very strong cost cutting mode and under instruction from purchasing departments, our drilling department customers are being forced to take lower quality products because of their lower price. 2. Has there been a compromise on bit quality recently, during the down turn? How can you ensure maximum bit quality at the best price for your customer?

Halliburton: We absolutely cannot compromise on the quality of our bits. The entire range of drill bits manufactured at our facilities (mostly in the USA and partly

ROGTEC

DRILLING



42 ROGTEC

БУРЕНИЕ


Это, по всей вероятности, связано с тем, что мы изготавливаем долота в России, используя западную технологию.

Тем не менее мы заметили, что некоторые из наших крупных заказчиков работают в режиме строгой экономии и под мощным контролем со стороны своих отделов закупок. И они порой вынуждены выбирать менее качественный продукт из-за его невысокой стоимости.

2. Пришлось ли вам пойти на какие-то компромиссы в плане качества долот в недавнее время, во время кризиса? Каким образом вы обеспечиваете максимальное качество долот, сохраняя при этом цены на уровне, приемлемом для ваших клиентов?

«Халлибуртон»: Качество долот является приоритетной задачей для нас независимо от ситуации. Весь ассортимент буровых долот, поступающих в Россию, производится на наших производственных предприятиях в основном в США и частично в Бельгии. Долота неоднократно проходят контроль качества, начиная с материалов, комплектующих и заканчивая готовыми изделиями. Оборудование, поставляемое на российский рынок, соответствует мировым стандартам Компании. Подбор типов долот или рекомендации по их оптимальной отработке осуществляются нашими высококвалифицированными специалистами, занятыми в процессе проектирования бурения.Решение Заказчика в пользу того или иного инструмента должно основываться не на цене, а на возможности с его помощью пробурить нужный интервал с наибольшей эффективностью — то

in Belgium) and supplied to Russia are subject to continuous quality control, from materials and components to the end products. The quality of the equipment supplied to the Russian market meets our worldwide Company standards. As to the quality of type selection or recommendations for the best bit runs, it depends on the competence of our experts who are in charge of the drilling programs. The customer’s decision on bit selection should not be based on bit price but on a confidence to complete the target section with the highest efficiency i.e. with the lowest costs using this particular bit. The maximum rate of penetration, the minimum number of trips, and top borehole quality for smooth casing

running are the main criteria for bit selection. Selecting the right drill bit by our customers translates into savings on more expensive drilling services such as drilling fluids, directional drilling, etc.

NOV Wellbore Technologies: Our company has over 100 years of drill bit manufacturing experience, and our main priority has always been to improve our quality. During this time, the oil and gas market has faced a number of ups and downs, including specific problems in the Russian economy. Throughout all of this, our company has never compromised our principles of maintaining and improving quality. Looking at this from

a pragmatic viewpoint, client confidence is earnt over many years but can be lost very quickly if quality is compromised. With the current market conditions, it is true that savings can be made by using other, cheaper bits. These will of course not perform as efficiently due to their cheap component materials. Nevertheless, we can guarantee absolutely the same level of product quality as has always been the case, because the quality control standards of our company do not depend on the final bit cost. We are also actively moving drill bit production to Russia, which has has several cost advantages. We can however continue to guarantee our world-class product quality.

2015 Halliburton, все права защищены2015 Halliburton Rights Reserved

Solving challenges.™

© 2015 Halliburton. Все права защищены

БУРОВЫЕ ДОЛОТА

ВАШИ ЗАДАЧИ – НАШЕ РЕШЕНИЕ

Департамент буровых долот и сервиса компании Halliburton представляет долото нового поколения GeoTech™. Буровые долота серии GeoTech™ с неподвижным вооружением разрабатываются специально под индивидуальные требования заказчика и обеспечивают максимальную эффективность и производительность.

Научный подход к проектированию позволяет достичь более эффективного разрушения породы при наименьшем износе вооружения и оптимизировать очистку долота.

Более того, наш уникальный процесс проектирования «DatCI™» позволяет разрабатывать оригинальные решения с учётом конкретных условий бурения при непосредственном взаимодействии с заказчиком.

Узнайте больше о технологиях бурения на halliburton.com/geotech

ДОЛОТА НОВОЙ СЕРИИ GEOTECH™

H125R-14.indd 1 2/27/15 10:27 AM

44 ROGTEC

БУРЕНИЕ


Schlumberger: The market conditions change has not affected the quality of our services that can be proved by the constantly improving drilling results at our projects. Despite all the challenges, we keep looking for cost-effective solutions without compromising the drilling construction schedules, borehole quality, and work safety.

At the same time, we prefer the business model that provides a system of bonuses for over-fulfilment of the key performance indicators. This enables the client,

notwithstanding the higher costs of the bit servicing, to significantly reduce the well drilling time as well as the associated costs. Also, such a system incentivizes the bit manufacturers and allows increasing investments in development and introduction of new technologies. However, if the only indicator is the cost of one particular service and performance results are not taking into account, it’s difficult to achieve progress. Unfortunately, that’s what we see each and every day at present.

NewTech Services: NewTech Services is not prepared to reduce quality in the hope of a short term completive advantage. In the end we know what our customer’s requirements are and we strive to deliver them. Of course we have had to reduce

prices, but not at the expense of product quality.

3. What level of regional customization do your bit solutions offer? And what design process do you use to ensure maximum bit performance?

Halliburton: Different drilling environments across the Russian regions do not allow our customers to use the same drilling solutions: e.g. drill bits which are effective

есть с наименьшими затратами. Максимальная скорость проходки, максимальное качество ствола для беспроблемного спуска обсадной колонны, минимальное количество СПО, — вот основные критерии для выбора долот. Все наши Заказчики осознают, что правильный выбор долота позволяет снизить затраты на более дорогие услуги, такие как сопровождение буровых растворов, услуги по наклонно-направленному бурению, и т. п.

NOV Wellbore Technologies: История производства долот нашей компании насчитывает ровно сто лет, на протяжении всего этого периода основным приоритетом нашей компании было улучшение качества продукции. За это время нефтяной рынок испытал множество потрясений, в том числе и кризисы в российской экономике в течение последни 25 лет. При этом никогда компания не поступалась принципами сохранения и улучшения качества и этому есть вполне прагматическое объяснение – доверие клиентов зарабатывается годами, а потерять его можно очень быстро. В условиях сегодняшней экономики, возможно, на каких-то проектах будет экономически более выгодно применение других типов долот, которые заведомо будут показывать чуть меньшие показатели за счет отсутствия в них дорогих компонентов, но их более низкая стоимость позволит уменьшить стоимость метра проходки. Тем не менее, мы можем гарантировать абсолютно такой же уровень качества продукции, так как стандарты контроля качества на нашем производстве не зависят от финальной

2015 Schlumberger, все права защищены2015 Schlumberger Rights Reserved

45ROGTECROGTEC

DRILLING


РОССИЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОВАЯ ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ SPE26-28 октября 2015 ❦ ИнфоПространство, Москва, Россия www.spe.org/events/rpc/2015

Подача работ открыта:• Основная техническая программа

(крайний срок подачи продлен до 23 марта 2015г.)• Специальная сессия молодых специалистов

(крайний срок подачи – 20 апреля 2015г.)• Региональный конкурс студенческих работ

(крайний срок подачи – 15 июня 2015г.)

За дополнительной информацией, пожалуйста, обращайтесь к Марии Тишковой: [email protected]; [email protected]. Тел: +7-495-268-04-54

Платиновый спонсор

Платиновый спонсор

Золотой спонсор

Социально-ответственный спонсор

46 ROGTEC

БУРЕНИЕ


For more information visit www.wpcleadership.com

WPC LEADERSHIP CONFERENCERESPONSIBILITY COOPERATION SUSTAINABILITY26 TO 28 MAY 2015, TROMSø, NORwAY

REGISTERTODAY

CONFERENCE PROGRAMME NOw AVAILABLE AT WWW.WPCLEADERSHIP.COM

Attend and benefit from:• High-level Programme• Knowledge Transfer• Topical Workshops• Technical Tours

Senior experts from the oil and gas industry will discuss and demonstrate best available technology and practices in order to minimise impacts and risks to the people and environments where we operate around the world.

REGISTRATION NOW OPEN – BOOK YOUR PLACE TODAY!!Secure your place and make your travel arrangements today to join your colleagues and experience the Midnight Sun in the Norwegian Arctic.

Host Sponsors

in West Siberia for drilling soft rocks most likely cannot be used as effectively for drilling hard igneous rocks, in Yakutia. That is why the range of selected bit types varies considerably from region to region, be it Volga-Urals, Timan-Pechora or East Siberia. In addition, there are also regional preferences in Russia as to the specific bit sizes. For example, the most common size for production casing drilling in the Volga-Urals region is 215.9 mm; in Timan-Pechora (since recently), 219.1 mm; in West Siberia, 220.7 mm is now used almost everywhere. A 2 mm difference per wall may seem of no importance for the well, but it is important for the customer to gain additional benefits for casing running and cementing. We take into account all these regional aspects when designing and optimizing bit

solutions. Through our unique Design at the Customer Interface (DatCI™) process, our highly trained Application Design Evaluation (ADE™) service specialists provide new, application-specific drill bit designs within the shortest time possible and in line with the customer’s conditions and requirements. This is a continuous improvement loop employed by our on-location ADE™ specialists using the industry’s most powerful proprietary software tools, including SPARTA™ for geological

modeling and reservoir analysis, Direction by Design® for drill bit optimization and improved directional performance, CFD for computer-aided modeling and hydrodynamics analysis, and iBitS™, the software employed by ADE™ specialists to design a new bit for specific applications and optimize bit selection. It enables Halliburton engineers to design the highest performing bits by simulating the forces that the bit will be exposed to under specific drilling parameters. IBitS™ software calculates the torsional, axial, and lateral forces of each cutting element depending on the geometry and space position on the bit face. The sum of these forces (total bit force balance) is displayed as an output to indicate how the bit will perform in the application. IBitS™ software can be used to rapidly

стоимости долота. Кроме того, активно продвигаем производство долот в России. Это позволит существенно снизить стоимость продукции без потери её качества.

Schlumberger: Изменение ситуации на рынке не повлияло на качество предоставляемых нами услуг, и об этом можно судить по неуклонно идущим вверх показателям бурения на наших проектах. Не смотря ни на что, мы продолжаем искать пути оптимизации затрат, не идя на компромисс со сроком строительства, качеством ствола скважин и техникой безопасности.

В тоже время мы сторонники модели бизнеса, предусматривающую систему премирования, в случае перевыполнения ключевых показателей эффективности. Это позволяет заказчику, несмотря на увеличение затрат на долотный сервис, существенно снижать не только сроки строительства скважины, но и соответствующие расходы. В то же время, такая система дополнительно стимулирует производителей долот и позволяет увеличить инвестиции в разработку и внедрение новых технологий. Однако, если единственным показателем является только стоимость одного взятого сервиса, а показатели в расчет практически не берутся, прогресса добиться очень сложно. К сожалению, эта та картина, которую на сегодняшний день мы видим постоянно.

НьюТек Сервисез: Компания NewTech Services не готова снижать качество предлагаемой продукции в надежде получить краткосрочное дополнительное преимущество. В конечном счете мы отлично знакомы с требованиями наших заказчиков и стремимся соответствовать им. Конечно же, на некоторых проектах, мы были вынуждены пойти на снижение расценок, но не в ущерб качеству предлагаемой продукции.

2015 Halliburton, все права защищены2015 Halliburton Rights Reserved

For more information visit www.wpcleadership.com

WPC LEADERSHIP CONFERENCERESPONSIBILITY COOPERATION SUSTAINABILITY26 TO 28 MAY 2015, TROMSø, NORwAY

REGISTERTODAY

CONFERENCE PROGRAMME NOw AVAILABLE AT WWW.WPCLEADERSHIP.COM

Attend and benefit from:• High-level Programme• Knowledge Transfer• Topical Workshops• Technical Tours

Senior experts from the oil and gas industry will discuss and demonstrate best available technology and practices in order to minimise impacts and risks to the people and environments where we operate around the world.

REGISTRATION NOW OPEN – BOOK YOUR PLACE TODAY!!Secure your place and make your travel arrangements today to join your colleagues and experience the Midnight Sun in the Norwegian Arctic.

Host Sponsors

48 ROGTEC

БУРЕНИЕ


design a drill bit in 3D. The ADE™ service specialists can collaborate in a customer’s office or at the rig site. This process enables Halliburton DBS to achieve industry-best cycle times and manufacturing precision, which leads to best-in-class performance.

NOV Wellbore Technologies: Drill bit customization and optimization is a continuous process. Similar to other hi-tech industries, breakthrough designs have a short life until the next improvement comes along. We design unique drill bits for every application and every major market in Russia. Drill bit design and optimization is often an iterative process, involving state of the art modeling tools and plenty of trial and error in the field. Drill bit selection is influenced by geology, equipment, rig cost, trajectory, drilling objectives and many other factors. That is why regional adaptation has been a normal component of the optimization process for a long time. Russia is no exception. Our company’s design centers around the world have engineers focused exclusively on Russia. These designers work very closely with our local technical experts and our customers to ensure each drill bit is designed for its intended application. In addition, by the end of 2015, each of the three Russian regional subdivisions will have local design engineers who will be in direct contact with the customers’ representatives. We will also have another three design engineers who will work at a new, state of the art factory to be opened in the Kostroma area of Russia. This will allow us to not only have closer contact with our clients but it will considerably increase the speed of new drill bit designs being delivered to the field.

Schlumberger: In Smith Bits, A Schlumberger Company, every bit is 100% customized for specific application to address unique challenges. We consider formation type, strength and abrasion using our proprietary software DBOS (Drill Bit Optimization System), local offset data not only for our runs but also results from competitors utilizing our Drilling Record System (DRS) and our Integrated System IDEAS (Integrated Dynamic Engineering Analysis System), unique platform allowing us to model entire BHA from drill bit to the surface providing best in class modeling and prediction to insure that our bit has the most stable cutting structure for specific application. But, of course, our key strength and differentiation is our local Engineering teams. Product Engineers are located in every key location of our activity. Local team always in a contact with Research & Development (R&D) and Design Centers making sure we implement our latest technologies and standards and, on the other hand, providing local expertise and knowledge ensuring that we set right objectives for design as well as proper preparation and evaluation of new products’ tests.

3. В какой мере ваши технические решения долот позволяют осуществлять их приспособление к требованиям региональных заказчиков? Как вы организуете процесс проектирования с тем, чтобы обеспечить максимальную производительность буровых долот?

«Халлибуртон»: Специфика бурения в разных регионах России неприемлет использования одних и тех же решений для разрушения пород — например, долота эффективные в Западной Сибири для бурения в мягких породах чаще всего не смогут эффективно работать при бурении в твердых магматических породах в районах Якутии. Поэтому, гамма подобранных типов долот довольно сильно отличается для каждого региона — Волго-Уральского, Тимано-Печорского, Восточно-Сибирского. Кроме того, в России есть еще и региональные предпочтения по специфике размера долота — в Волго-Уральском регионе — общепринятый размер для бурения под эксплуатационную колонну — 215.9 мм, в Тимано-Печорской провинции с недавнего времени — 219.1 мм, а в Западной Сибири — почти везде перешли на размер 220.7 мм. Казалось бы, разница в 2 мм на стенку не должна играть большую роль для скважины, но при этом Заказчику важно получить дополнительные преимущества для спуска обсадных колонн и цементирования. Все эти региональные особенности учитываются при проектировании и оптимизации долотных решений. Наш уникальный процесс проектирования при непосредственном взаимодействии с Заказчиком DatCI™ позволяет в наиболее короткие сроки учесть все конкретные условия и требования Заказчика в процессе разработки новых конструкций долот нашими высококвалифицированными инженерами-разработчиками (ADE™) под поставленную задачу. Процесс DatCI™ представляет собой непрерывно совершенствующийся цикл, применяемый нашими российскими инженерами-разработчиками, с использованием самых эффективных в отрасли запатентованных нашей компанией программных продуктов. К такми продуктам относятся: SPARTA™ (для геологического моделирования и анализа строения пласта), Direction by Design® (для оптимизации конструкции бурового долота с целью повышения его эффективности при ННБ), CFD (для компьютерного моделирования и анализа гидродинамики), IBitS™ (программное обеспечение, используемое инженерами-разработчиками для проектирования новых конструкций долот под конкретную задачу и оптимизации подбора бурового долота). Процесс DatCI™ позволяет специалистам подразделения

49ROGTECROGTEC

DRILLING


50 ROGTEC

БУРЕНИЕ


NewTech Services: For bit selection we use the below process.

Step 1. Analysis of input data in GeoScience.Step 2. Modelling of a Cutter using SPOT Software.Step 2а. Suggested existing design.Step 3. Selection and development of required drill bit design using Pro-Engineer CAD.Step 4. Hydrodynamic modelling (CFD - Computational Fluid Dynamics).Step 5. Producing design and CNC documentation using Pro-Engineer CAM. Manufacturing the drill bit at the plant.Step 6. Drilling bit run and subsequent analysis in GeoScience.

In this process, our starting point for new business is a fundamental geological analysis and analysis of offset drilling records using Varel software (Geoscience).

Our CAD design tool allows us to model the potential forces acting on the bit and optimize the cutting structure and type of cutter to use.

We also evaluate the hydraulic efficiency of the bit geometry using a CFD analysis.

4. What level of integration do your bits experts have with your customers drilling teams to ensure the maximum possible bit performance and drilling optimization for each job?

Halliburton: Over the last few years, Russia has seen an increase in the demand for bit services. In addition to the supply of the required amount and range of bits and auxiliary tools to the drill site, this service also includes the presence of our field engineer on site. The field engineer is in charge of continuous bit running control during drilling parameters, performs calculates hydraulic parameters to ensure the best circulation, monitors drilling parameters, performs dull grading and investigates the possible reasons for bit wear immediately after pulling out, and offers quick recommendations to achieve maximum bit performance. This service facilitates decision-making by the customer and eventually minimizes drilling costs.

NOV Wellbore Technologies: It certainly largely depends on a specific Customer and their desire to participate in the process. Our sales engineers and technical support engineers always show maximum interest in customer representatives participation, as they are often most familiar with the challenges of their projects and this is the main starting point for any optimization. Besides, client representatives often know and can offer solutions to these problems which we, in our turn, can implement.

буровых долот Halliburton проектировать наиболее эффективные долота с применением функций моделирования сил, действующих на долото, в условиях заданных параметров режима бурения. Программа IBitS™ рассчитывает осевые и поперечные силы, а также крутящие моменты, действующие на каждый режущий элемент в зависимости от геометрии и пространственного положения на рабочей поверхности долота. Сумма этих сил (общий баланс сил, действующих на долото) отображается в результирующих величинах, указывающих на прогнозируемые показатели работы долота в заданных условиях. Программное обеспечение IBitS™ ускоряет процесс трехмерного проектирования долота. Инженера-разработчики могут работать совместно с Заказчиком в его офисе или непосредственно на буровой. Такой процесс позволяет специалистам подразделения буровых долот Halliburton сократить продолжительность производственных циклов и достичь наилучшей точности изготовления долот, что обеспечивает высшую в своем классе эффективность.

NOV Wellbore Technologies: Кастомизация и оптимизация долот – непрекращающийся процесс. Также как и в других высокотехнологичных областях промышленности какие-либо прорывные дизайны являются таковыми сравнительно недолго – до очередного прорыва. Мы проектируем уникальные дизайны для различных условий и каждого значительного рынка в России. На выбор применяемых долот влияние оказывают: геология, применяемое оборудование, стоимость часа работы буровой, задачи бурения и множество других факторов. Поэтому региональная адаптация давно является нормальной составляющей процесса оптимизации и выбора породоразрушающего инструмента во всем мире и Россия здесь не исключение. В дизайнерских центрах нашей компании по всему миру работают инженеры, весь фокус работы которых сосредоточен непосредственно на России. Помимо того, до конца 2015 года в каждом из трех российских региональных подразделений появятся инженеры-дизайнеры, которые будут непосредственно контактировать с представителями заказчика, а также три инженера-дизайнера будут работать в открываемом нами заводе в Костроме непосредственно на производстве. Это позволит не только иметь более тесный контакт с клиентами, но и значительно увеличить скорость поставки новых долот в поля.

Schlumberger: В Smith Bits, группы компаний “Шлюмберже”, каждое долото на 100% спроектировано для решения конкретных

52 ROGTEC

БУРЕНИЕ


Schlumberger: It depends on project complication. As the drilling conditions, section lengths, lithology become more challenging, and the cost of the rig and the associated service rise, the demand for closer integration with the client’s drilling department increases.

In general, while the drilling program is at the stage of developing, the engineers of Schlumberger’s bit department draw up the programs based on the already gained local experience either in the target field or in the nearby fields similar to the target one in terms of geology and lithology. They elaborate the required drilling parameters for each trip, approve key performance indicators with the client and start

the drilling operations, during which the field bit engineer of Schlumberger makes sure that the parameters and recommendations provided in the program are strictly followed by. Once the work is completed, they submit a drilling report to the client’s drilling team that contains conclusions and recommendations.

However, there are projects where the price of an error is very high - a day rate of an offshore drilling rig may be as high as the drilling cost of an onshore well. At projects like these, the level of integration of our engineering team with the client is

multifold higher, and it requires a precise design of all the projected and spare bits to the last detail!

NewTech Services: The success of our business depends on our pro-active support of our customers in their drilling offices around Russia. We have our representatives on 24 hrs call in all our operational areas. We strive to be the “drillbit solution guys” for our customer drilling departments.

5. How can you ensure your bit experts are up to date with the latest technology and market knowledge?

Halliburton: Halliburton provides training for our specialists on a regular basis. Every time a new series of

задач. Мы учитываем литологию, прочность и абразивность пород, используя наше собственное программное обеспечение DBOS (система оптимизации буровых долот), обширную базу по отработке долот (DRS), а также интегрированную инженерно-аналитическую систему IDEAS - уникальную платформу, позволяющую моделировать поведение всей КНБК (от бурового долота до поверхности); анализируем данные отработок, как своих долот, так и других производителей, обеспечивая тем самым лучшее в своем классе моделирование и уверенность в том, что наше долото будет иметь наиболее стабильное вооружение для решения поставленных задач. Но, конечно же, наша главная сила в наших локальных инженерных командах. Инженеры-разработчики находятся во всех ключевых регионах, где ведет работу наша компания.

Региональная команда постоянно сотрудничает с дизайнерским и научно-исследовательским центрами (НИЦ) по применению новейших технологических решений и стандартов при проектировании долот. Кроме того инженеры обмениваются опытом бурения на местных проектах и знаниями области применения, что позволяет ставить правильные цели на этапе создания дизайна долот, и тем самым должным образом подходить к испытанию и дальнейшему анализу отработки новых типов продукции.

НьюТек Сервисез: При подборе долот мы используем процесс, описанный ниже. Шаг 1. Анализ геофизических данных с помощью Geoscience

Шаг 2. Моделирование режущей структуры с

2015 Schlumberger, все права защищены2015 Schlumberger Rights Reserved

Для дополнительной информации свяжитесь:

Даг Робсон, директор отдела продаж

[email protected]+34 952 904 230

21 Мая 2015 Москва

2-ая Технологическая Конференция «Нетрадиционная нефть в России»

• Самое крупное в России собрание специалистов по разработке нетрадиционных месторождений

• Более 170 делегатов

• Более 80 участвующих делегатов от нефтяных компаний

• Круглые столы по технологиям бурения и ГРП

Ведущее российское мероприятие, посвященное решению сложных технологических задач добычи трудноизвлекаемой и сланцевой нефти www.uorc.net

54 ROGTEC

БУРЕНИЕ


bits is created using the state-of-the-art technology in metallurgy, hard alloys, PDC cutters or materials, we hold workshops and give presentations to ensure our experts stay up to date with the latest knowledge in rock cutting tools. Moreover, we analyze and keep track of region-specific bit applications. The lessons learned from bit runs are used for further planning and continuous improvement.

As an example of our successful knowledge sharing initiatives we recently utilized the TurboForceTM drill bit. Whilst drilling intervals of hard and highly abrasive formations in the Timano-Pechora region, you would expect to used 5 to 7 expensive PDC bits. We recommended to the customer that they should use our latest TurboForceTM diamond impregnated line of drill bits with high speed turbines. This solution has resulted not only in higher ROP but also considerable run savings. This solution saved more than 5M Rub per well for the client.

NOV Wellbore Technologies: We continuously work internally as well as with external experts to ensure we are constantly improving and innovating in this critically important part of our industry. Our company has always paid great attention to the development of the technical knowledge of our employees. And I mean both fundamental knowledge and familiarization of our employees with the latest technologies applied in the industry as a whole, and within our company in particular. While 8-10 years ago it was limited to 3-4 conferences per year which could not be attended by all the employees, today, thanks to the common availability of high-speed Internet, in addition to these conferences we hold online conferences practically every week, and now every company employee can participate. In addition to training, our R&D teams are constantly working on improving all aspects of our drill bits. From cutter design, to material selection and the layout of the PDC cutter in respect to the way they cut rock, every aspect of drill bit design is being continually improved upon by our many product experts. Designing the components that go into making a drill bit that can efficiently cut long intervals of formation, and that are easy to steer while generating low vibrations (at the lowest cost possible) takes a tremendous amount of resources.

Schlumberger: Our Product Engineers are always in contact with R&D and Design Centers. Engineering meetings hold locally every year, providing platform for face to face interaction between R&D experts, designers and product champions. Multiple product launches internationally and locally are introduced every year. Intensive training programs are developed to make sure our engineers have latest technology updates as well as fundamental knowledge about drill bits and drilling in general.

помощью программного обеспечения SPOT.

Шаг 2а. Анализ возможности применения существующей конструкции.

Шаг 3. Выбор и разработка необходимой конструкции долота с Pro-Engineer CAD

Шаг 4. Гидродинамическое моделирование на программе CFD (Computational Dynamic Fluids).

Шаг 5. Подготовка конструкторской документации и программ ЧПУ с Pro-Engineer CAM. Изготовление долота.

Шаг 6. Отработка долота и последующий анализ полученных результатов. Далее возвращаемся к шагам 2 \ 2аи процесс повторяется до получения результата приемлемого для заказчика.

Используя данный алгоритм, мы приступаем к выполнению любого нового задания с проведения полного и всестороннего анализа геологических данных и результатов бурения по ранее пробуренным скважинам с помощью программного обеспечения Geoscience.

Наш программный продукт автоматизированного проектирования CAD позволяет моделировать действующие на долото силы во время бурения и оптимизировать структуру вооружения долота с учетом типов применяемых резцов.

Мы также оцениваем гидравлическую эффективность конструкции долота, используя программный пакет CFD (Computational Dynamic Fluids). 4. На каком уровне ваши эксперты по долотам взаимодействуют с буровыми бригадами ваших заказчиков с целью обеспечения максимально возможной производительности долот и их оптимизации с учетом требований конкретных работ по бурению?

«Халлибуртон»: В течение последних лет в России востребована услуга по долотному сопровождению бурения. Это сервис, который наряду с поставкой долот и вспомогательного инструмента на буровую в необходимом количестве и ассортименте в нужное время, предполагает еще и присутствие на буровой нашего инженера-технолога. Инженер-технолог следит за правильной отработкой долота в процессе бурения, рассчитывает гидравлику для обеспечения оптимальной промывки, следит за соблюдением режимов бурения, определяет степень износа долота и его предполагаемые

55ROGTECROGTEC

DRILLING


NewTech Services: Our partner in Russia, Varel is an international organization who has considerable resources dedicated to oilfield technology, and we have 70 drill bit crews working in different regions of Russia, which allow us to know the customer needs and provide best quality services.

6. What are your latest product launches? What advantages do these feature bring?

Halliburton: One of our latest and far going innovations is a new series of PDC drill bits - MegaForce™ — a new series of the industry’s most robust matrix body PDC drill bits, as well as SteelForce™ — the most advanced steel body PDC drill bits, and TurboForce™ — high-performance scraping drill bits used with downhole mud motors. The new Geotech™ PDC drill bit product line is expected to be launched shortly. It will incorporate the state-of-the-art technology in drill bit design. Geotech™ drill bits will be aimed to achieve the complex goals and solve the most complicated drilling problems of our Customers.

NOV Wellbore Technologies: Fusetek™ bits are a unique hybrid technology applied in PDC bits designed to drill abrasive and hard rocks. This technology involves coating of the bit blades with a special impregnated layer. The main row of cutters uses our Helios® line premium cutters, and the secondary cutting structure consists of an impregnated layer made in the form of cutters. The bits demonstrate unrivaled durability and increased stability, and may be applied with regular mud motors. We started using them in Russia last year. The results are excellent. At present, on some projects in Eastern Siberia, such bits are used on a permanent basis. Helios Inferno® is the latest line of premium cutters. This is a completely new approach not only to manufacturing but also to understanding the root causes of cutter wear. Properties of each cutter type in this product line are evaluated by 3 parameters (abrasive wear resistance, thermal stability, shock resistance) and are assigned an individual index of 0 to 10. Depending on drilling conditions, the cutter with optimum properties for maximum performance is selected. This is achieved by means of pressing technology and various depth of PDC layer leaching. Laboratory tests as well as field tests have proved the efficiency of this technology — the results considerably exceed the parameters of our Helios® top of the line cutters.

This year we are going to present other new bits developed for specific applications, but all in good time.

Schlumberger: Over the last few years, Schlumberger has introduced a number of revolutionary technologies to the global market. Specially we would like to highlight the launch of StingBlade technology in Russia.

причины, и оперативно вырабатывает рекомендации по наиболее эффективному использованию долота. Такая услуга облегчает Заказчику принятие оперативных решений и в конечном счете приводит к минимизации затрат на бурение скважины.

NOV Wellbore Technologies: Это, безусловно, во многом зависит от конкретного Заказчика и его желания быть участником процесса. Наши инженеры по продажам и инженеры тех. поддержки всегда максимально заинтересованы в участии специалистов заказчика, так как они зачастую, как никто другой, знают проблемы, существующие на их проектах, а это главная отправная точка в любой оптимизации. Кроме того, представители клиента часто знают и могут предложить решения для этих проблем, которые мы в свою очередь можем воплотить в жизнь.

Schlumberger: Это зависит от сложности проекта. По мере усложнения бурения, протяженности секций, литологии, стоимости буровой установки и сопутствующего сервиса, повышается необходимость интеграции с департаментом бурения заказчика и детализацией проработки.

Обычно на этапе разработки программ на бурение, инженеры-технологи долотного подразделения «Шлюмберже», составляют программы на базе уже полученного опыта в регионе на целевом, либо близлежащих (геологически и литологически схожих с целевым) месторождениях. Они прописывают необходимые режимы бурения для каждого спуска, согласовывают ключевые показатели эффективности с заказчиком и приступают к бурению, во время которого долотный полевой инженер «Шлюмберже» следит за четким выполнением режимов и рекомендаций, прописанных в программе. После завершения работ, команде бурения заказчика представляется отчет о бурении с выводами и рекомендациями.

Но есть и такие проекты, где цена ошибки очень высока - стоимость суток работы бурового станка в морском бурении может быть равна стоимости строительства скважины на «земле». На таких проектах уровень интеграции нашей инженерной команды с заказчиком кратно выше и требует детальной проработки всех планируемых и запасных долот до мельчайших деталей!

НьюТек Сервисез: Успех нашего бизнеса основан на активной поддержке наших заказчиков в их региональных офисах в районах буровых работ по всей России. У нас во всех регионах

56 ROGTEC

БУРЕНИЕ


The StingBlade Bit technology is our proud! Based on our data, in more than half of the trips StingBlade bits achieved record results in meters drilled and rate of penetration while running through solid and extremely solid rocks with high silicon content, and also very abrasive rocks. This technology has already been widely used in Timan-Pechora, Volga-Ural region and Eastern Siberia.

NewTech Services: Drillbit technology is continually improving, bit designs make incremental improvements with new cutters, improved CAD modelling and improved manufacturing processes.

7. Can you describe any recent success from the field, where your bits have clearly improved drilling rates/performance?

Halliburton: The high-speed downhole motor and the customized MegaForceTM 8-5/8” drill bit MMD65C enabled the client to drill a section for intermediate casing a nothern group of fields in Timan-Pechora and achieve double the ROP. It shortened the well construction period because there was no need to make a trip for bit changing. As a result the customer saved at least 7 mln RUB.

NOV Wellbore Technologies: NOV specialists are continuously researching and developing new technologies applied in bits, perfecting designs, hydraulics and, of course, cutting structure for drilling both soft and very hard formations. I would like to focus on PDC bits, which have become much more popular, compared to other bit types in the recent years.

I can name a lot of records which have been set recently thanks to using our company’s bits; take FusetekTM bits I mentioned earlier, for example. In Western Siberia, in the I.M. Baibakov field, a Paleozoic interval, which had been drilled in a minimum of three runs with different bit types before, was drilled with a FusetekTM hybrid bit in one run with a higher ROP. After the bit was pulled out of the hole it was still in a suitable condition for further use. In general, increased ROP and reduction in the number of trips in halving this interval’s drilling time - over 30 hours were saved.

But where we see the most success is when we combine our new drill bit designs with our leading edge drilling tools. This “total package” approach often provides a step-change in drilling efficiency. One particular tool is our Fluid Hammer. While this article is primarily about drill bits, it should be noted that improving drilling performance is often a combination of different aspects. Briefly, the Fluid Hammer, when combined with one of our custom designed drill bits can

работ круглосуточно находятся на дежурстве представители нашей компании.

Мы стремимся к тому, чтобы быть компанией, которая решает все вопросы касаемо долот для своих заказчиков.

5. Каким образом вы обеспечиваете для ваших экспертов по долотам актуализацию знаний в области новейших технологий и ситуации на рынке?

«Халлибуртон»: Компания Halliburton регулярно проводит обучение сотрудников. Это позволяет нашим специалистам оперировать самыми актуальными знаниями в области разработки долот, получать необходимую квалификацию и навыки работы с новыми сериями долот, разработанными с использованием последних достижений в области металлургии, твердых сплавов, материалов, резцов PDC. Более того, информация по особенностям работы долот в различных регионах постоянно отслеживается и анализируется. Достигнутые показатели отработки долот используются для дальнейшего планирования и постоянного совершенствования.

В качестве примера успешного использования опыта работы другого региона можно привести следующее технологическое решение. При бурении твердых абразивных пород в Тимано-Печерском регионе в интервале, где традиционно использовалось 5-7 дорогостоящих долот PDC, мы предложили использовать нашу новую линейку долот истиращего типа TurboForceTM в сочетании с быстроходными турбинами. В результате было достигнуто не только ускорение в скорости проходки, но и значительное сокрашение количества рейсов, что, в свою очередь, позволило сэкономить до 5М рублей на каждую скважину.

NOV Wellbore Technologies: Мы в компании всегда уделяли огромное внимание развитию именно технических знаний у наших сотрудников. Это касается как фундаментальных знаний, так и ознакомления сотрудников с новейшими технологиями, находящими применение в индустрии в целом и в нашей компании в частности. И если еще 8-10 лет назад это было возможно лишь в рамках 3-4х конференции в год, в которых не мог принять участия каждый сотрудник, то сегодня, благодаря практически повсеместному распространению высокоскоростного интернета, к этим конференциям добавились и практически еженедельные онлайн-конференции, доступные каждому сотруднику компании.

57ROGTECROGTEC

DRILLING


В дополнение к конференциям и тренингам, наша команда разработчиков непрерывно занимается усовершенствованием всех составляющих долот. Начиная с дизайна резцов, до выбора материалов и правильной расстановки режущей структуры для достижения наилучших показателей разрушающей способности долот. Каждая составляющая дизайна долота постоянно совершенствуется нашими многочисленными экспертами. Разработка новых элементов дизайна и революционных технологий, которые в своей совокупности позволяют эффективно разрушать горные породы и бурить все более протяженные интервалы, а так же способны превосходно управляться при генерации минимума вибраций за счет своей стабильности – это громадный и кропотливый труд с привлечением огромного количества ресурсов компании.

Schlumberger: Наши инженеры-разработчики находятся в постоянном контакте с научно-исследовательским центром (НИЦ) и дизайн центром. Ежегодно проводятся инженерные совещания, обеспечивающие возможность личного общения местных инженеров с ведущими эксперами в области дизайна долот и научно-исследовательской работы. Каждый год мы выводим на мировой и местные рынки несколько новых технологий. Наши программы интенсивного обучения позволяют инженерам получать как данные о последних наших новинках, так и фундаментальные знания о буровых долотах и бурении в целом.

НьюТек Сервисез: Наш партнер в России, компания Varel, является международной организацией которая обладает значительными ресурсами касаемо технологий применяемых в нефтяной отрасли. У нас занято на проектах порядка 70 инженеров в различных регионах России благодаря которым мы понимаем потребности наших заказчиков и обеспечиваем сервисное сопровождение лучшего качества.

6. Назовите последние продукты, которые вы выпустили на рынок. Какие преимуществами они обладают?

«Халлибуртон»: Одна из наших последних и очень перспективных разработок - новая серия долот PDC MegaForce™, самых надежных в индустрии PDC долот с матричным корпусом. Так же можно сказать о серии SteelForce™ — самых передовых PDC долотах со стальным корпусом и высокопроизводительных долотах истирающего типа для применения с турбобурами TurboForce™.

improve ROP in hard formations by a factor of 2-3 times when compared to just changing to a better drill bit. All of these parameters are part of our comprehensive approach to lowering the costs of well delivery for our customers.

Schlumberger: First of all, we believe our greatest achievement is the world records set by our clients. In particular, a number of records were set due to the usage of the Stinger and StingBlade technologies in Russian and CIS countries. Volga-Ural, Timan-Pechora, Eastern Siberia, many regions of Kazakhstan are the regions where we set records in meters drilled, fewer trips per well, and increased the rate of penetration.

NewTech Services: Application evaluation, design, running the bit and re-evaluation are the key improving bit selection. Here are two cases to illustrate how we combine design evaluation with field experience to improve overall performance

Case History 1.In Serbia, working together with our directional drilling services we optimized the ROP with a few iterations of bit selection.

Drilling the 8 ½” section with matrix PDC from competitors they were averaging 9 m/hr, with the current 6 bladed, 13mm design bit V613DG1HX the customer now averages around 40 m/hr.

Case history 2.Drilling 8 ½” section in Orenburg area, in soft to medium hard limestones we have progressively improved or performance in terms of durability and ROP. At the start of the project we were running a heavy set

Evolution of bit selection

Evolution of bit selection

V716P2DG1 VM613DGX V516PDG1

58 ROGTEC

БУРЕНИЕ


7 bladed 16mm cutter bit, averaging 10m/hr and making 880m with one bit. We realised that bit cleaning in clastic formations was the slowing factor to this application. We are now running a five bladed double row, 16mm cutter bit and achieving 13 m/hr over 4900m.

8. What is your forecast for the regional drill bit sector for this year?

Halliburton: In 2014 Russia drilled over 20 mln meters for production wells. Many Russian companies are now rushing to re-evaluate the economics of their domestic hydrocarbon production projects due to the oil prices drop, currency devaluation and financing issues. The most challenging and expensive drilling projects are expected to be brought to a halt or delayed. This, in its turn, may slacken the demand for bit services. Some estimates suggest that the market for these services may shrink by 10–15 % in 2015. Despite all these obstacles we stick to Paul’s Getty formula for success: ‘rise early, work hard, strike oil.’

NOV Wellbore Technologies: Today, it is very difficult to make any forecasts taking into account the political and economic situation in the country and the trends of the global oil and gas market. There are certain problems; some companies are staying to work, trying to save resources. Other companies cannot withstand the pressure and retire. The market is adapting. In spite of the considerable drop in the oil price, the demand for oil will only grow, so its production will build up sooner or later. For this, more and more meters have to be drilled.

Most tenders for the bits supply or bit services have already been held. And we can see a high demand for drilling tools this year. We can also see high competition and decline of prices. Therefore, unless some force-majeure circumstances occur, nothing critical will happen. The key is to adapt to the current situation in time. And I think we are heading in the right direction.

Schlumberger: We look into the future optimistically: our unique technologies that have already proved their efficiency in most of the oil and gas regions of Russia and CIS countries enable us and our clients to achieve the record results. Our investments in R&D aimed to engineer new technologies are proving successful results every day. We have already convinced of that!

NewTech Services: We expect to have increase in development drilling in West Siberia and reduction of more expensive exploration drilling in remote locations.

В ближайшее время ожидается выпуск новой линейки PDC долот под маркой Geotech™, которая будет включать самые последние достижения долотостроения. Долота Geotech™ будут нацелены на решение самых сложных задач бурения наших Заказчиков.

NOV Wellbore Technologies: Долота Fusetek – уникальная гибридная технология, применяемая в долотах PDC, предназначенная для бурения абразивных и твердых пород. Технология заключается в покрывании лопастей долота специальным импрегнированным слоем, основной ряд резцов представлен резцами премиум-класса Helios, вторичная режущая структура состоит из импрегнированного слоя, выполненного в форме резцов. Долота показывают непревзойденную стойкость, обладают повышенной стабильностью, работают на обычных винтовых забойных двигателях.

В России мы начали их применять в прошлом году. Результаты отличные. На сегодняшний день в Восточной Сибири на некоторых проектах такие долота применяются на постоянной основе.

Резцы Helios Inferno – это самая новая линейка премиум-резцов. Совершенно новый подход не только к изготовлению, но и к исследованию первопричин износа резца. Свойства каждого типа резца из этой линейки оцениваются по 3 параметрам (абразивостойкость, термостабильность, ударопрочность) и имеют свой индекс от 0 до 10. В зависимости от условий бурения подбирается резец, обладающий оптимальными свойствами для достижения максимальных показателей. Это достигается за счет технологии прессования и различной глубины выщелачивания поликристаллического алмазного слоя.

Лабораторные тесты, а так же испытания в реальных условиях, доказали эффективность технологии – результаты существенно превосходят показатели наших топовых резцов Helios.

В текущем году мы представим и другие разработки долот для специфических условий применения, но всему своё время.

Schlumberger: За последние несколько лет компания «Шлюмберже» выпустила на мировой рынок ряд революционных технологий. Отдельно хочется выделить запуск технологии StingBlade в России.

Технология StingBlade Bit – наша гордость! По нашим данным применение долот StingBlade

59ROGTECROGTEC

DRILLING


позволило в более чем половине рейсов поставить рекорды по проходке и механической скорости проходки при бурении твердых, очень твердых пород с высоким содержанием кремния, а так же очень абразивных пород. Данная технология уже нашла свое широкое применение в Тимано-Печоре, Волго-Уральском регионе и Восточной Сибири.

НьюТек Сервисез: Технология производства долот постоянно совершенствуется, конструкции долот совершенствуются вместе с появлением новых поколений резцов, с совершенствованием программного обеспечения по моделированию конструкций долот CAD и технологией изготовления.

7. Можете ли Вы привести пример успешного применения вашей продукции на месторождении, где ваши долота привели к явному увеличению скорости бурения / повышению производительности?

«Халлибуртон»: В Тимано-Печорском регионе на северной группе месторождений при бурении под секцию эксплуатационной колонны с использованием ВЗД (винтовой забойный двигатель) и специально разработанного долота серии MegaForceTM типа 8-5/8” MMD65C была достигнута мехскорость превышающая более чем в два раза ранее достигнутую, что повлияло на уменьшение срока строительства скважины. В результате сокращения сроков строительства скважины экономия Заказчика составила более 7 млн. руб.

NOV Wellbore Technologies: Специалистами NOV постоянно ведутся исследования и разработки новых технологий, применяемых в долотах: совершенствуются дизайны, гидравлическая составляющая и, конечно, вооружение долот – для бурения как в мягких породах, так и в очень крепких. Я хотел бы акцентировать внимание на долотах PDC, популярность которых за последние годы существенно выросла по сравнению с долотами других типов.

Можно назвать немало рекордов установленных за последнее время благодаря использованию долот нашей компании, если же выбирать, то можно отметить успех, уже упоминавшихся выше долот Fusetek. В Западной Сибири на месторождении им. И.М. Байбакова интервал Палеозоя, который ранее бурился в лучшем случае тремя долблениями долот разных типов, был пробурен гибридным долотом Fusetek за один рейс с более высокой МСП, при этом долото вышло в состоянии пригодном для

дальнейшего использования. В общем, за счет увеличения МСП и снижения числа СПО время на бурение данного интервала было снижено вдвое – экономия составила свыше 30 часов.

Но наибольшего эффекта мы достигаем тогда, когда наши технологии породоразрушающего инструмента используются совместно с нашими же новейшими разработками внутрискважинного инструмента. Данный «комплексный» подход практически всегда обеспечивает значительный скачок в сторону увеличения эффективности бурения. Один из таких инструментов – это ВЗД с ударным механизмом FluidHammer. Не смотря на то, что данное интервью касается долот, нужно отметить, что эффективность бурения всегда складывается из комбинации различных аспектов. Коротко говоря, FluidHammer в комбинации с нашим специально подобранным для конкретных условий долотом может улучшить механическую скорость проходки в твердых породах в 2-3 раза, по сравнению с просто подбором более успешного дизайна долота. Все это является частью нашего комплексного подхода в целях снижения затрат и увеличения эффективности бурения для наших клиентов.

Schlumberger: Прежде всего, большим достижением мы считаем мировые рекорды, установленные нашими заказчиками. Отдельно хочется выделить ряд рекордов установленных благодаря применению технологий Stinger и StingBlade в России и странах СНГ. Волго-Урал, Тимано-Печора, Восточная Сибирь, ряд регионов Казахстана - вот те регионы, где мы поставили рекорды по проходке на долото, снижениюколичества рейсов на скважину и механической скорости.

НьюТек Сервисез: Оценка применения, конструкция, отработка долота и повторная оценка являются ключевыми факторами при усовершенствовании технологии подбора долота. Ниже приведены два примера, демонстрирующих, каким образом мы сочетаем оценку конструкции с результатами применения на месторождении для усовершенствования общих эксплуатационных характеристик.

Пример из практики №1В Сербии, работая на совместном проекте с нашим департаментом по наклонно-направленному бурению, мы оптимизировали уровень механических скоростей путем последовательного подбора конструкций долот.

60 ROGTEC

БУРЕНИЕ


При бурении секции 215,9мм с матричным долотом другого производителя механическая скорость бурения за секцию составляла 9 м\ч. На сегодняшний день применяя 6-ти лопастное долото V613DG1HX с резцами 13мм на нашем проекте средняя механическая скорость составляет 40 м\ч.

Пример из практики №2При бурении секции 215,9мм в Оренбургской области в мягко-средних известняках мы поступательно улучшили работу наших долот в плане стойкости вооружения и уровня механических скоростей. В начале работы на проекте мы работали с долотом 7 лопастей и резцами 16мм с механической скоростью 10 м\ч и проходкой на долото 880м.

Мы понимали, что степень очистки долота с «тяжелым вооружением» в терригенной части разреза снижала уровень механической скорости. На сегодняшний день мы работаем 5-ти лопастной конструкцией с двойным рядом вооружения, резцами 16мм и достигаем 13 м\ч в среднем за секцию с проходкой на долото до 4900м.

8. Каков ваш прогноз для регионального сектора буровых долот на этот год?

«Халлибуртон»: В 2014 году в России было пробурено более 20 млн. метров в эксплуатационном бурении. В связи со значительным падением цен на нефть, курса рубля, сокращением финансирования многие российские компании пересматривают

экономическую эффективность проектов по добыче углеводородов в России. Существует вероятность изменения сроков выполнения наиболее сложных и высокозатратных проектов. Это в свою очередь может вызвать некоторое снижение спроса на услуги по долотному сервису. По некоторым оценкам в 2015 году сокращение объемов долотного сервиса может составить 10–15 %. Несмотря на это, мы предпочитаем придерживаться формулы успеха Пола Гетти, которая гласит «Вставай раньше, работай больше и качай нефть».

NOV Wellbore Technologies: Сегодня очень сложно давать какие-либо прогнозы, учитывая политическую и экономическую ситуацию в стране и тенденции нефтегазового рынка в мире. Проблемы есть, кто-то остается и продолжает работать, начинают экономить. Часть компании не в силах выдержать давление и уходят. Рынок приспосабливается. Несмотря на значительное падение стоимости нефти, спрос на нее будет только расти, а значит добыча рано или поздно будет наращиваться. Для этого нужно бурить все больше и больше метров.

Большая часть тендеров на поставку долот либо оказание сервиса уже разыграна. И мы видим высокий спрос на породоразрушающий инструмент в этом году. Так же мы видим высокую конкуренцию и падение цен. Поэтому, если не произойдет никаких форс-мажорных обстоятельств, то ничего критического не произойдет. Главное – вовремя приспосабливаться к текущей ситуации. И мы, я считаю, движемся в правильном направлении.

Schlumberger: Мы с оптимизмом смотрим в будущее: уникальные технологии, уже доказавшие свою эффективность в большинстве нефтегазодобывающих регионах России и стран СНГ, которыми мы располагаем, позволяют нам и нашим заказчикам получать рекордные результаты. Наши вложения в НИЦ, направленные на разработку новейших технологий, дают все больший эффект. В этом мы уже убедились!

НьюТек Сервисез: Мы прогнозируем увеличение объемов эксплуатационного бурения в районах Западной Сибири и сокращение объемов дорогостоящего разведочного бурения в удаленных регионах России.

Усовершенствование подбора долота

Усовершенствование подбора долота

V716P2DG1 VM613DGX V516PDG1

61ROGTECROGTEC

DRILLING


Дмитрий Зулпикаров - Dmitry Zulpikarov «Халлибуртон» - Halliburton

Дмитрий Зулпикаров работает на должности менеджера (руководителя) Отдела буровых долот и керноотборного и скважинного инструмента «Халлибуртон» в России. Дмитрий - выпускник технического колледжа с дипломом на тему «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин». Свою карьеру в области добычи нефти и газа Дмитрий начал в 2002 году, сразу же после окончания Томского государственного университета систем управления и радиоэлектроники по двум специализациям – инженерной и экономической. Работая в компании «Халлибуртон» с начала 2005-го года, Дмитрий занимал различные должности, как в техническом, так и бизнес сегменте. Глубокие технические знания, а также широкий круг навыков и опыта помогли Дмитрию развить свою карьеру от Инженера по бурению до Руководителя отдела в России.

Dmitry Zulpikarov is working as Halliburton Drill Bits and Services Country Manager, Russia. Dmitry finished technical school having diploma in Operation of oil and gas wells. His career started in engineering sphere of Oil and Gas industry in 2002, right after graduating from Tomsk state university of control systems and radioelectronics, where he obtained two diplomas both in engineering and economics specialties. Working in Halliburton since early 2005 Dmitry held various positions in technical and business advice. Deep technological knowledge and wide range of skills and expertise helped Dmitry to develop his career in Halliburton from Drilling Engineer to Country Manager.

Сергей Плютта - Sergey Plyutta NOV Wellbore Technologies

Выпускник кафедры бурения н/г скважин РГУ им. Губкина. С 2005 инженер технической поддержки в компании ReedHycalog (позднее NOV). Сегодня занимаю должность руководителя департамента технической поддержки и контроля качества по России и странам СНГ, NOV Wellbore Technology.

Sergey Plyutta is a graduate of the Drilling Department of Gubkin Russian State University of Oil and Gas. Since 2005 he has worked as a Technical Support Engineer for ReedHycalog (later NOV). Sergey is currently the Head of Technical Support and Quality Control Department for Russia and CIS, NOV Wellbore Technologies.

Максим Петренко - Maxim Petrenko Schlumberger

Максим Петренко - Руководитель группы продаж и развития бизнеса. Породоразрушающий инструмент и новые технологии Bits & Advanced Technologies (компания в составе Schlumberger)

Опыт работы: 10 лет в нефтегазовой отрасли и 9 лет в сфере буровых долот.

Предыдущие должности в сфере буровых долот: промысловый инженер, инженер по технической поддержке, инженер по эксплуатации, менеджер по развитию бизнеса.

Maxim Petrenko – Sales manager, Smith Bits & Advanced Technologies A Schlumberger Company.

Work experience: 10 years in Oil & Gas industry and 9 years in the Drill bit business.

Previous positions in Drill bit business: Field Engineer, Technical Support Engineer, Application Engineer, Business Development Manager.

Александр Дунаев - Alexander Dunaev НьюТек Сервисез - NewTech Services

Дата рождения 16 января 1970Образование:Российский Государственный Университет Нефти и Газа им. И.М. Губкина 1987 – 1992 г.Специальность: Бурение нефтяных и газовых скважинОпыт работы:1992-1999г «Дальневосточное Морское Управление Разведочного Бурения» 1999-2009 ООО «Смит Сайбириан Сервисез» 2009-сейчас ООО «НьюТек Сервисез»

Date of birth 16 January 1970Education:Gubkin Russian Government Oil & Gaz University 1987 – 1992.Specialty: DrillingExperience:1992-1999г «Far-East Marine Co.» 1999-2009 «Smith Siberian Services» 2009-now «NewTech Services»

62

Your title would suggest an active role in all play types as well as BP´s exploration activities. Please describe your role in the company and your goals.

My role can be summarised as ensuring that all of BP’s pumping operations, fracturing, stimulation, chemical, intervention e.t.c. are coordinated within one team and that this influence extends to all BP operations, JV companies as well as OBO (Operated By Others). This ranges from our exploration activities, through appraisal programmes and into development programmes.

In terms of goals, with a remit as outlined above my primary goal is to establish ‘pumping services’ as a sub-discipline across BP. We have a team that is globally distributed, but works to the same template, is a learning organisation and presents us with an opportunity to progress the careers of Individuals, while benefitting BP with an increasingly efficient and optimal set of solutions to well fracturing and stimulation. This is already paying substantial dividends to the individuals, the BP regions and BP as a whole.

It seems that “fracturing” is the industries buzz word, with one engineer recently telling me: “we frac everything... Then we frac it again!” But what happens when a frac job goes wrong? What are some of the key lessons and best practices you have learned from fracs which haven’t gone according to plan?

Ok, let’s have some fun. Definitely there are many many key lessons to be learned and unfortunately mistakes are made time and time again, from one part of the globe to

Ваша должность предполагает активное участие в работе со всеми видами нефтегазоносных комплексов, а также в геологоразведочных работах BP. Пожалуйста, опишите ваши цели и роль в компании.

Мою роль вкратце можно описать как обеспечение координации всех операций BP с насосами, ГРП, интенсификацией притока, химической обработкой, подземным ремонтом скважин и т.д. в рамках одной группы, и применение данных координационных мероприятий ко всем операциям BP, работе совместных предприятий и сторонних компаний-операторов.Это включает в себя различные виды деятельности, начиная с наших геологоразведочных работ, программ оценки запасов, и заканчивая программами освоения месторождений.

Что касается целей, то в рамках вышеуказанного круга обязанностей моей первоочередной целью является организация “услуг насосного оборудования” в виде частной дисциплины в масштабах всей компании BP. У нас есть отдельная группа, специалисты которой базируются в различных странах, но работают по единому шаблону. Данная группа является самообучающейся, благодаря чему у нас есть возможность наблюдать за карьерным ростом сотрудников, при этом обеспечивая BP высокоэффективным и оптимальным пакетом решений в области гидроразрыва пласта и интенсификации притока. Это уже приносит солидные дивиденды как сотрудникам компании, так и региональным подразделениям BP и компании в целом.

ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


Интервью ROGTEC: Мартин Райленс, BP Руководитель инженерной группы с Старший советник по интенсификации скважин

The ROGTEC Interview:Martin Rylance, BP Engineering Manager, Fracturing & Stimulation, and Global Senior Advisor

63ROGTEC

“Гидроразрыв пласта”, как кажется, стал модным словом в лексиконе работников отрасли, например, недавно один инженер сказал мне: “Мы подвергаем гидроразрыву всё ... и затем мы проводим его снова!” Но что происходит, когда работы по гидроразыву заканчиваются неудачей? Какие основные уроки вы извлекли из гидроразрывов, которые не прошли по намеченному плану, и какие наиболее оптимальные методы были выбраны в результате?

Хорошо, давайте обсудим это подробнее. Конечно же,в ходе работ извлекается множество важных уроков и, к сожалению, ошибки время от времени случаются, причем в различных частях света; они в основном попадают под одни и те же категории, и поэтому при скоординированном и взаимосвязанном обучении их легко избежать. Предлагаю обсудить две из них:

Верхнюю строчку списка занимает оценка коллекторских свойств (в первую очередь проницаемости, точнее, kh - произведения проницаемости на эффективную толщину), ведь знание величины проницаемости не имеет смысла без указания условий, в которых производилось ее измерение (т. е. проницаемость необходимо привязать к определенным условиям), и без их корректировки на поведение флюидов в пласте. Нередко вне BP мне встречаются примеры обсуждения значений проницаемости/kh, полученных всего лишь по результатам каротажа (мы должны помнить, что каротажные диаграммы, как таковые, не “измеряют” проницаемость). До тех пор, пока не будет проведено опробование скважины (с соответствующей интерпретацией КВД) или гидродинамическое исследование в какой-либо форме, напр. DFIT/ACA, расчеты kh остаются лишь расчетами. Нет ничего необычного в том, что после получения надлежащих данных начальные расчеты будут отличаться на порядок величины в меньшую сторону (очевидно, что это отражается на продуктивности скважин и результативности гидроразрыва и интенсификации притока).

Второй по важности урок - это оперативное обеспечение / контроль качества. Когда речь заходит о них, большинство думает “ага, это значит, что низкая результативность гидроразрыва пласта объясняется плохим качеством жидкости для гидроразрыва”, а фактически очень трудно создать жидкость, которая ухудшит или ограничит качество проведения гидроразрыва, но очень легко создать жидкость, которая не позволит получить надлежащую геометрию трещин / проводимость пласта после гидроразрыва. Оперативное обеспечение / контроль качества определяют согласованность, а согласованность определяет понимание; всеми операциями следует руководить связно, что полезно для всех сторон. Например, когда BP создала группу по гидроразрыву ТНК-BP в 2003

another; they tend to fall in the same categories and so with coordinated and coherent learning they are easily avoided, but I will just discuss two of these.

Top of the list is the assessment of formation properties (chiefly permeability or indeed kh), permeability is meaningless unless the conditions under which it was measured are quoted (i.e. it has to be referenced) and adjusted to in-situ behaviour. All too often, outside BP, I see examples of permeability/kh numbers being bandied about that are merely log derived (remember logs don’t ‘measure’ permeability). Until a well-test (and associated PTA) or some form of transient test such as a DFIT/ACA, has been performed then kh estimates are just that. It is not unusual to see initial estimates reduced by an order of magnitude, once appropriate data is available (that obviously directly impacts productivity and Frac & Stim delivery).

The second biggest lesson is operational QA/QC. Now for operational QA/QC a lot of people might think “oh that means that when fracs go wrong it is because the fluid is bad”, in fact it is very difficult to create a fluid that will ‘gunk-up’ or ‘limit’ frac behaviour, but it is very easy to create a fluid that will not allow the correct fracture geometry/conductivity to be placed. Operational QA/QC is the key to consistency and consistency is the key to understanding; all operations should be managed coherently, all parties benefit. For example, when BP created the TNK-BP Frac Team (2003), we wrote a standard that is still used in Russia today and was welcomed by the Service Sector as a watershed in Russian Frac operational QA/QC behaviour.

Alongside the environmental concerns, one of the major concerns with fracturing is the association with tremors and quakes. What is your view on this and the environmental concerns? How can the risk be minimised?

There is no doubt that fracturing results in seismic activity during the pumping/closure phase, this is the entire basis for the micro-seismic industry. However, pump durations are short and the energy packets that are released are tiny in comparison to convential seismic (earthquake) behaviour and careful candidate selection and respect for faults can minimise any events. The likely true culprit for increased (measurable) seismic activity in some US States, is probably the increased use of Class II water disposal wells for waste fluids. These wells are pumped on over very long periods, are used by many many industries (not just petroleum), it’s likely that the increased frac activity (and hence associated increased water disposal) has resulted in more activity from these long duration pumping wells.

With BP having a significant stake in Rosneft, what levels of strategic and technical cooperation are we currently seeing between both companies? How will this relationship develop in the future?

Certainly, from my own perspective, I would like to see us working very closely with Rosneft on their fracturing

ROGTEC

INTERVIEW


64 ROGTEC

ИНТЕРВЬЮ


году, мы разработали стандарт, который применяется в России по настоящее время, и сервисная отрасль высоко оценила его появление как важную веху в истории оперативного обеспечения / контроля качества в ходе работ по гидроразрыву в России.

Помимо экологических проблем, одной из главных проблем в связи с гидроразрывом является то, что его ассоциируют с колебаниями почвы и землетрясениями. Каково ваше мнение по данным вопросам? Как можно свести риск к минимуму?

Без сомнения, гидроразрыв пласта вызывает сейсмическую активность на этапе насосных операций / закрытия трещин, на этом ведь и основана вся микросейсмическая отрасль. Тем не менее, длительность насосных операций невелика, и высвобождаемые пакеты энергии крошечны по сравнению с традиционными (присущими землетрясениям) сейсмическими характеристиками, и можно свести к минимуму риск неблагоприятных событий, если тщательно выбирать скважины-кандидаты для гидроразрыва и учитывать тектонические нарушения. Истинным виновником возросшей (измеримой) сейсмической активности в некоторых штатах США, вероятно, является рост использования водонагнетательных скважин класса II для отработанных буровых растворов. Данные скважины работают с помощью насосов в течение очень долгих периодов времени, используются в очень многих отраслях (не только в нефтедобыче), и вероятно, что рост активности в области ГРП (и, как следствие, сопутствующий рост сброса сточных вод) привел в результате к большей активности, связанной с этими работающими уже довольно долго скважинами.

Учитывая, что BP владеет значительной долей акций Роснефти, какой уровень стратегического и технического сотрудничества наблюдается сейчас между этими двумя компаниями? Как данные отношения будут развиваться в будущем?

Конечно, с моей точки зрения, мне хотелось бы, чтобы мы очень тесно работали с Роснефтью в области операций по гидроразрыву пластов, в частности по многоступенчатым ГРП в горизонтальных скважинах на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти и трудноизвлекаемыми запасами газа в условиях высокого давления и температуры. Как могла увидеть Роснефть на примере ТНК-BP, у нас есть что предложить на данном направлении, и при том уровне активности, который присущ Роснефти, я уверен, что реализация этого - всего лишь вопрос времени. При том, что сейчас наблюдается падение цены на нефть, по мере падения стоимости нефти традиционно уменьшается ввод новых скважин, однако работы по гидроразрыву (повторному ГРП) в старых скважинах начинают активизироваться,

operations, specifically multi-fractured horizontal wells in tight-oil and HPHT tight-gas opportunities. As Rosneft have seen, with TNK-BP, we have a lot to offer in this space and with the level of activity that Rosneft have I am sure that it will only be a matter of time before this gets underway. Given the current depression in oil-price, traditionally as oil-price drops new well delivery reduces, however frac activity (re-fracturing) in old wells starts to increase and we have been very active in certain parts of the globe already in re-fracturing. This might be one of the first areas that we can start to assist with.

Regarding the region´s tight-oil/tight-gas reserves; how will you utilize your worldwide experience to ensure Rosneft maximizes its regional potential?

That’s a very good question and very pertinent right now. What I have seen quite a bit of so far, with tight-oil development, is the misapplication of a number of technologies that were designed for very, very low permeabilities being used in formations with much better matrix permeability. It is quite concerning, as these technologies simply don’t apply and the industry runs the risk of under-evaluating global opportunities because of such misapplications; it’s a real issue and one that I published on just last year (SPE 170773, Rylance & Martin, 2014).

Therefore, I see one of our opportunities, with Rosneft, is to help steer them away from some of these technologies (which are oversold) and towards solutions that are appropriate and effective for the formation conditions that they have. Such a co-operative relationship will potentially reap great rewards for both parties, as BP have similar acreage in Alaska to Rosneft’ acreage in Siberia. Additionally, over time I have no doubt that the very innovative Russian oilfield will develop and apply technologies that we can take elsewhere as well.

Do you see Russia following the North American model, with an associated upswing in activity, around enhanced development of its own oil and gas deposits any time soon?

I do see the likely increased application of multi-fractured horizontal wells, however as with my answer to the last question, with the caveat that the appropriate solutions are applied. The key to effective deployment is actually going to be around the drilling costs and efficiencies, let me explain. If we can achieve an uplift in production of say 2 to 3 fold with a multi-fractured Horizontal vs. a Vertical then we would potentially be interested in pursuing this depending upon the associated drilling costs. For example, if the associated drilling cost factor of a Horizontal vs. a Vertical were say 1.5 then it is likely a good choice, if it is a factor of 2 then there is less incentive and if it is a factor of 2.5 then there is little benefit. We have to ‘move’ Russian horizontal well drilling costs into the 1.5 times a Vertical arena, and we will be in good shape.

65ROGTECROGTEC

INTERVIEW


и мы уже ведем активные работы по повторному ГРП в некоторых частях света. Это, возможно, одно из первых направлений, где мы можем начать оказание поддержки.

Касательно трудноизвлекаемых запасов нефти и газа в регионе: как вы применяете свой международный опыт, чтобы обеспечить максимальный рост регионального потенциала Роснефти?

Это очень хороший вопрос, и весьма уместный в нынешней ситуации. Пока что в области освоения месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти я наблюдаю неправильное применение ряда технологий, предназначенных для предельно низких значений проницаемости в пластах с гораздо лучшей первичной проницаемостью. Это довольно проблематично, т. к. данные технологии просто-напросто не применяются, и отрасль подвергается риску недооценки глобальных возможностей ввиду такого неправильного применения технологий; это действительно серьезная проблема, и я опубликовал материал на эту тему в прошлом году (SPE 170773, Rylance & Martin, 2014).

Таким образом, я рассчитываю на то, что в ходе совместной работы с Роснефтью у нас будет возможность помочь Роснефти отказаться от применения некоторых из данных технологий (которые навязываются ей) в пользу решений, подходящих и эффективных для имеющихся у нее пластовых условий. Такие отношения сотрудничества могут вознаградиться сторицей для обеих сторон, т. к. площадь месторождений BP на Аляске сравнима с площадью месторождений Роснефти в Сибири. Кроме того, я не сомневаюсь, что с течением времени весьма инновационная российская нефтедобывающая отрасль будет развиваться, и в ней будут применяться технологии, которые мы затем сможем применять также и в других странах.

Как вы расцениваете возможность того, что в скором времени Россия последует североамериканской модели, с соответствующим повышением активности в сфере вторичных методов разработки своих собственных залежей нефти и газа?

Я считаю, что вполне вероятен рост многоступенчатых ГРП в горизонтальных скважинах, однако, как и в моем ответе на предыдущий вопрос, с оговоркой, что должны применяться соответствующие решения. Ключом к эффективному применению фактически станут стоимость и эффективность бурения. Позвольте пояснить этот момент. Если мы можем достичь повышения добычи, скажем, в 2 или 3 раза, используя многоступенчатые ГРП в горизонтальных скважинах по сравнению с эксплуатацией вертикальных скважин, то мы, возможно, заинтересуемся осуществлением этой

Биография:

Мартин Райленс, является старшим советником и руководителем группы технического проектирования гидроразрыва пласта и интенсификации притока в компании BP. После получения степени бакалавра наук в области чистой математики он уже 30 лет работает с компанией BP, ее партнерами и совместными предприятиями. В техническом отношении, он занимается всеми аспектами операций с насосами и осуществлением множества кампаний, программ, экспериментальных и разведочных работ более чем в 30 странах. Кроме того, он специализируется в освоении нетрадиционных запасов, исследовании тектонических режимов и ведении работ в условиях высокого давления и температуры. Мартин Райленс принимает активное участие в работе SPE (Общества инженеров-нефтяников), ASME (Американского общества инженеров-механиков) и различных математических и геологических обществ, дважды (в 2007 и 2013 гг.) удостаивался звания почетного преподавателя в области гидроразрыва пласта, а также является членом научного общества Института математики в Лондоне.

Biography :

Martin Rylance is the Senior Advisor and the Engineering Team Leader for Fracturing & Stimulation within BP. He has worked with BP, their partners and JV’s for 30 Years, since graduating with a BSc in Pure Mathematics. Technically, he is involved in all aspects of pumping operations and implementation of numerous campaigns, pilots and exploration programmes, across more than 30 countries. Additionally, he has specialised in unconventionals, tectonic regimes and HPHT environments. Active with SPE, ASME and various Numerical and Geological Societies, Distinguished Lecturer Fracturing 2007 and 2013, he is also a Fellow of the Institute of Mathematics in London.

цели, в зависимости от соответствующей стоимости бурения. Например, если соответствующая стоимость бурения горизонтальной скважины будет, например, выше стоимости бурения вертикальной скважины в 1,5 раза, то это будет правильным выбором, если разница будет в 2 раза, это будет уже не так привлекательно, а при разнице в 2,5 раза польза будет совсем малой. Нам следует “сдвигать” стоимость бурения горизонтальных скважин так, чтобы она была примерно в 1,5 раза выше стоимости бурения вертикальных скважин, и тогда все у нас будет в порядке.

66

The ERIELL Group has worked at the Urengoy Oil and Gas Condensate Field since the beginning of 2013. The first wells drilled were not successful, however, after reviews and a radical replacement of drilling technologies the wells were delivered within half of the contracted times.

Группа ERIELL работает на Уренгойском НГКМ с начала 2013 г. Сроки строительства первых скважин не отличались успешностью, однако после кардинальной замены технологий бурения сроки были сокращены в два раза по сравнению с контрактными.

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Бурение и сложности строительства субгоризонтальных скважин на ачимовские отложения Уренгойского НГКМ Eriell Group: Direction Drilling at the Urengoy Field - Drilling Smarter

67ROGTEC

Сложность строительства субгоризонтальных скважин на Ачимовские отложения связано с большой глубиной залегания продуктивных пластов Ач3-4; Ач5

2-3 (3715 а.о.) и аномально высокими пластовыми давлениями (61.5 МПа).

Первые проблемы и пути их решенияВ 2013 году при бурении 3 субгоризонтальных скважин без привлечения сервиса по геомеханике отмечались газопроявления, потери раствора, потери ствола, недоспуск обсадной колонны до проектной глубины и т.п.

Время строительства скважин достигало 120 дней.Одной из основных проблем была неопределенность безопасного окна бурения. Разница между градиентом пластового давления и градиентом гидроразрыва не позволяла иметь раствор необходимой плотности. Плотности БР было недостаточно для предотвращения поступления пачек газа и удержания стабильности ствола скважины. При этом вводились ограничения по давлению циркуляции, так как увеличение эквивалентной циркуляционной плотности тут же приводило к поглощению бурового раствора.

В мае 2013 года впервые при строительстве скважины для ачимовских отложений была применена интеграция геомеханической модели в программу

The construction complexity of subhorizontal wells within the Achimov deposits is connected with the large producing depth of Ач3-4; Ач5

2-3 (3715 TVDSS) and abnormally high formation pressures (61.5 MPa).

Problem Identification and SolutionsIn 2013, the drilling of 3 sub-horizontal wells was conducted without the engagement of geomechanics services. The wells suffered from gas ingresses, mud loss, borehole loss, an inability to run casing to the bottom were detected.

The well was contracted to be delivered within 120 days. One of the main problems regarding the drilling program was the uncertainty regarding a safe drilling slot. The difference between the formation pressure gradient and the fracturing gradient did not enable the drillling mud to be of the required density. The density of the drilling mud was insufficient to prevent gas ingress and to keep the borehole stable. As a result circulation pressure limits were adopted, because the increase the equivalent circulation density led to immediate drilling mud loss.

In May 2013, for the first time during well construction within the Achimov deposits, the geotechnical model was integrated into the well construction program.

ROGTEC

EXPLORATION


-200 300 800 1300 1800 2300 2800

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Vertical section, m

TVD,

m

2 sideholes,1,530 of hole is lost

Inability to runcasing to bottomis about 480m

gas ingresses, lossesled to inability to reachthe planned depth

sidehole,loss of 749m

Achimovdepth

-200 300 800 1300 1800 2300 2800

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Vertical section, m

TVD,

m

2 боковых ствола, 1530м ствола потеряно

недопуск ОК 480м

газопроявления привели к невозможности достижения плановой глубины

боковой ствол, потеря 749 м

Ачим. толща

68 ROGTEC

РАЗВЕДКА


строительства, а именно:» мониторинг и контроль статической и циркуляционной плотности во время бурения;» оптимизирована плотность и реология БР для каждой секций;» определены границы максимально допустимого давления в скважине;» выделены основные риски и сформированы действия для их предотвращения;» улучшены процедуры бурения (СПО, наращивания, промывок).

Это позволило пробурить и успешно закончить первую суперсложную скважину с протяженностью субгоризонтального участка около 1000 м за 86 дней.

Последующие горизонтальные скважины были успешно пробурены, опираясь на геомеханическую модель месторождения и результаты расчетов.

Карта рисков при бурении субгоризонтальных скважин

На сегодняшний день пробурено 18 субгоризонтальных скважин с протяженностью горизонтальной секции от 1000 до 1230 метров. Плодотворное сотрудничество компаний ОАО «АРКТИКГАЗ» и Группы ERIELL с привлечением субподрядных организаций позволило добиться рекордных результатов:» лучшее время строительства скважины – 46 дней против 100 запланированных;» впервые применены компановки заканчивания для многостадийного ГРП;» впервые проведены 3-х стадийные ГРП на ачимовских отложениях.

This resulted in:» the monitoring and control of the static and circulation density during drilling;» the optimisation of the mud’s density and rheologic properties for each specific section» the valves’ maximum pressure ratings were determined;» the main risks were discovered and actions for their prevention were formulated;» the drilling procedures were significantly improved (TFF, connection making, pumping).

These processes provided the opportunity to drill and successfully complete the first ultra complicated well with a subhorizontal section of around 1,000 m within 86 days.

Subsequent subhorizontal wells were successfully drilled based on the geotechnical model of the deposit and a result of the additional calculations which were made.

Risk Mapping For Subhorizontal Wells

Cutrently 18 subhorizontal wells have been drilled with horizontal section lengths from 1,000 to 1,230 m. The effective cooperation between JSC “ARKTIKGAZ” and ERIELL Group, with engagement of subcontractors, gave the opportunity to achieve some outstanding results:» the much faster delivery times for well construction — 46 days versus 100, according to the drilling schedule;» completion layouts for multistage hydraulic fracturing were used for the first time;» 3-stage hydraulic fracturing was performed for the first time within the Achimov deposits.

69ROGTECROGTEC

EXPLORATION


70

Because of the growing volume of hard-to-recover reserves in the portfolios of operating companies, and due to drilling deeper wells in more complex geology (development of oil rims) we are facing more and more reliability problems during well design and a need to reduce wellbore leakage. Wellbore leakage around the production liner may have a negative impact on the oil production process due to the risk of a considerable increase in the gas-oil ratio (GOR) or in the volumes of water production. The channels that are formed, in the set cement, facilitate fluid flow in the casing string annulus from the gas cap into the borehole, which, in turn, leads to reduction in oil rates. The challenge in identifying cross flows is that some of them are concealed, and a high GOR during oil production may occur for other reasons as well. Often, the low quality of liner cementation is caused by a small annular clearance between the production casing liner and the borehole wall and the inability to ensure a homogeneous cement sheath around the production liner, which weakens the holding capacity of the set cement.

Field experience demonstrates that during the first 10 years of the wells service life, about 75% of recoverable reserves are lost, between 10 and 20 years, 25-50% is lost, and during 30 years of well operation only 10-15% of reserves

В связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов в портфелях активов нефтяных компаний и бурением глубоких скважин в сложных гидрогеологических условиях (разработка нефтяных оторочек), актуальность проблемы повышения надежности конструкции скважины, с целью снижения вероятности возникновения заколонных перетоков, возрастает. Заколонные перетоки флюида за хвостовиком могут негативно влиять на процесс нефтедобычи из-за возможности значительного повышения газового фактора или обводненности добываемой продукции. Образующие каналы в цементном камне способствуют фильтрации флюидов по заколонному пространству из газовой шапки в ствол скважины, что в свою очередь приводит к снижению дебитов нефти. Сложность обнаружения перетока заключается в том, что часть из них имеет скрытый характер, а повышенный газовый фактор при добыче нефти может возникать и по другим причинам. Зачастую, низкое качество крепления хвостовиков обусловлено малым кольцевым зазором между обсадной колонной-хвостовиком и стенкой скважины, невозможностью получить однородное цементное кольцо за хвостовиком, что приводит к

ROGTEC

COMPLETIONS


Роснефть: К вопросу о повышении надежности конструкции скважин в осложненных условиях разработки нефтяных оторочек Rosneft: Improving Well Completions - Sealing Wellbore Leakage

Б.А.Ерка к.т.н., А.В.Хабаров, Н.А.ГерасименкоООО «ТННЦ»

B. A. Erka (Doctor of Science), A. V. Khabarov, N. A. GerasimenkoTyumen Petroleum Research Center

71ROGTEC

снижению удерживающей способности цементного камня.

Производственный опыт показывает, что при сроке службы скважин Тскв = 10 лет теряется до 75 % доступных к извлечению запасов, от 10 до 20 лет – 25-50 %, а при работе скважины 30 лет всего лишь 10-15 %. В связи с этим надежная изоляция заколонного пространства скважин и увеличение ее долговечности имеет актуальное значение [1].

Основные факторы, влияющие на процесс крепления обсадной колонныСуществует большое количество факторов, влияющих на процесс цементирования скважин – природные факторы (термобарические условия, тектонические нарушения, ФЕС коллектора и т.д.), технико-технологические (состояние ствола скважины и ее конструкция, тампонажные материалы, технологические параметры) и организационные (уровень квалификации персонала и т.д.).

Основные сложности при креплении скважин:» недоподъем тампонажного раствора;» межпластовые перетоки;» флюидопроявления;» очистка ствола скважины от фильтрационной корки;» недоспуск колонн.

Если недоподъем раствора или недопуск колонн в целом связан с нарушением технологического регламента при креплении, то межпластовые перетоки, флюидопроявления и низкое качество очистки ствола скважины требуют изменения технологии крепления и применение других тампонажных материалов, а так же повышения качества геофизического исследования скважин.

Существует достаточно много методов, технологических мероприятий и технических устройств, комплексное применение которых позволяет устранить межколонные газопроявления в скважинах и восстановить герметичность межколонного пространства. В отечественной и зарубежной практике накоплен большой опыт по предупреждению миграции газа. Разработанные мероприятия по предупреждению и ликвидации перетоков включают в себя, как совершенствование технологии строительства и эксплуатации скважин, так и разработку новых технологических средств и приемов ликвидации заколонных газоперетоков.

Существующие технологии предупреждения заколонных газоперетоков в основном направлены на повышение качества цементирования, обеспечивающего более полное и равномерное вытеснение бурового

is lost. Therefore, the reliable isolation of the casing string annulus and increasing its durability is of key importance [1].

Main Factors Controlling Well Casing Process There are many factors that control the well cementation process, including natural factors (temperature and pressure conditions, tectonic faults, reservoir poroperm properties, etc.), technical-technological (state of the wellbore and well design, cementing materials, process parameters), and organisational factors (personnel qualification level, etc.).

The main problems occurring while cementing wells are:» Low top of cement» Crossflows between beds» Fluid kicks» Removing filter cake from the wellbore» Inability to run casing strings to bottom

While the low top of cement or inability to run casings to bottom are generally caused by non-compliance with the process regulation when cementing, the fluid migration, fluid kicks, and low quality of wellbore cleanout require changes in the well cementing technology and the use of other cementing materials, as well as improvement in well logging quality.

There are many methods, process measures, and technical devices that, when used in combination, make it possible to eliminate annular gas kicks in wells and restore the integrity of the annulus space. Wide domestic and international experience has been gained on the prevention of gas migration [2]. The developed measures for the prevention and elimination of fluid migration include both the improvement of well drilling and operation processes and development of new tools and techniques for elimination of behind-casing gas migration.

The existing technologies to prevent wellbore leakage are mainly aimed at better cementing quality that ensures a more complete and uniform removal of drilling fluid, removal of filter cake from the hole wall, development of new cement mixes, and application of annular packers. To eliminate the already existing gas flow pathways, corrective pressure cementing is used as well as injection of various sealing compounds, switching the well to packer operation, metal axially fluted pipes, clads, etc.

Main Methods to Eliminate Behind-casing Gas Leaking Isolating gas leakages in oil wells is a serious challenge. The operation of wells with high free gas content significantly reduces the recovery of oil reserves and the efficiency of pumping equipment.

The domestic experience showed that high GOR is due to the following reasons [1]:

ROGTEC

COMPLETIONS


72 ROGTEC

COMPLETIONS


раствора, удаление глинистой корки со стенки скважины, разработку новых тампонажных составов, применение заколонных пакеров. Для ликвидации уже образовавшихся путей движения газа используется исправительное цементирование под давлением, закачка различных герметизирующих составов, перевод скважины на пакерную схему эксплуатации, применение металлических продольно-гофрированных труб, пластырей и т.д.

Основые методы ликвидации прорывов газа из заколонного пространстваПроблема изоляции прорыва газа в нефтяных скважинах стоит достаточно остро. Эксплуатация скважин с большим содержанием свободного газа значительно снижает выработку запасов нефти и эффективность работы насосного оборудования.

Отечественный опыт показывает, что высокий газовый фактор появляется вследствие [1]:» неправильного определения ГНК либо ВНК около 38% скважин;» в 29 % случаев с поглощением тампонажного раствора, и как следствие, недоподъемом цементного раствора;» на межпластовые перетоки приходится около 15-25%;» флюидопроявления – 5 %;» 5-13 % связано с недопуском колонн.

В настоящее время существует несколько основных направлений, связанных с решением проблемы прорыва газа:

Изоляция механическим способом, внедрением пакерного оборудования. Этот метод обладает достаточно высокой надежностью, простотой установки и сравнительно невысокой стоимостью. Средняя успешность работ для изоляции прорыва газа механическим способом более 90%. Но наряду с преимуществами этот метод имеет и свои недостатки, такие как:» отсутствие методов определения герметичности посадки пакера;» высокий риск невозможности извлечения пакеров в случае падения элементов глубинно-насосного оборудования; » увеличение стоимости последующих ремонтов скважин;» сильный коррозионный износ внутренней поверхности колонны, также снижает эффективность применения данного метода.

Традиционные методы ремонтно-изоляционных работ (РИР) [2], например, закачка различных составов, показали низкую успешность таких работ при

» Incorrect determination of the gas-oil contact or water-oil contact in about 38% of wells» In 29% of the cases, it is due to cement loss and, consequently, low top of cement» 15-25% of the cases are due to fluid migration» 5% due to fluid kicks» 5-13% due to inability to run casing strings to bottom.

At present, there are a few key potential solutions to the gas leaking problem:Mechanical isolation when running packer equipment. This method is quite reliable, it is characterized by simple installation and a comparatively low cost. The average rate of success of the mechanical method of gas leaking isolation is more than 90%. However, along with the benefits, this method has a number of disadvantages, such as:» Lack of methods to determine the packer leak tightness» High risk of inability to release the packer in case the elements of pumping equipment fall down the hole » Increase in the cost of subsequent well servicing» Severe corrosive wear of the internal surface of the string also reduces the efficiency of this method.

The conventional methods of cement squeeze jobs [2], e.g. injection of various compounds, demonstrated a low rate of success of such jobs at significantly higher costs versus using the packer equipment.

The efficiency of the cement squeeze jobs, to a large extent, depends on the information about the causes and the location of the crossflow source, while the cement squeeze configurations and techniques are in fact always the same and may differ in the points of cement entry zone into the casing string annulus. The main disadvantages of cement squeeze jobs are:» High cost of the jobs» Need to kill the well, which results in lower permeability of the near-wellbore zone» Complexity of the job.

Re-cementing the casing string annulus is expensive, and amounts to about 15-20% of the entire well cost.

When developing oil rims, the most uniform development of oil reserves may be ensured by drilling horizontal wells which intersect the layers of the pay formation at the estimated distances from the WOC and GOC. While operating such deposits, annulus gas leakages often occur, which results in a high GOR during production.

The following well design is usually used when developing an oil rim: a conductor pipe, a surface casing, a 168/178mm production casing, a shoe that is set on the top of pay zone, and a 114-mm slotted liner with upper blind pipes which is run to the pay zone followed by collar cementing of the blind pipes (Fig. 1).

73ROGTECROGTEC

COMPLETIONS


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

ROGTEC has your marketing needs covered!

74 ROGTEC

COMPLETIONS


значительно более высоких затратах по сравнению с применением пакерного оборудования.

Эффективность изоляционных работ во многом зависит от информации о причине и местоположении источника перетока, а технологические схемы и приемы при цементировании под давлением во всех случаях практически одинаковы и могут отличаться по выбору зоны ввода тампонажного состава в заколонное пространство. Основные недостатки РИР:» высокая стоимость проведения работ;» необходимость глушения скважины, как следствие

The main problem during cementing of the upper part of the liner is a small annular clearance between the production casing liner and the borehole wall. The outside diameter of the liner coupling is 127 mm, the open hole diameter is 143 mm, which leaves an 8mm clearance. A relatively small width of the cement sheath in a gas-saturated interval will very much likely lead to behind-casing crossflows. Cement bond log data does not provide a clear picture on the cementing quality. Recommendations to Minimize Risks of Crossflows To minimise the risks of crossflows, there are a few options for improving the well design reliability.

Рис.1 Конструкция скважины фактическая Fig. 1. Actual Well Design

Эксплуатационная колонна Ø 168 мм 168mm production casing

Пакер Packer

Хвостовик Ø 114 мм 114mm liner Газ Gas

Нефть Oil

Вода Water

Направление Ø 324 мм 324mm conductor pipe

Кондуктор Ø 245 мм 245mm surface casing

75ROGTECROGTEC

COMPLETIONS


76 ROGTEC

COMPLETIONS


снижение проницаемости призабойной зоны пласта;» сложность проведения работ.

Восстановление герметичности заколонного пространства требует значительных затрат – около 15 – 20% от стоимости всей скважины.

При разработке нефтяных оторочек наиболее равномерная отработка запасов нефти может быть обеспечена при вскрытии скважинами пропластков

продуктивного пласта на определенных расчетами расстояниях до водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов горизонтальным стволом. При эксплуатации таких залежей часто происходят заколонные прорывы газа и как следствие высокий газовый фактор при добыче.

На месторождениях при разработке нефтяной оторочки обычно применяется следующая конструкция скважины: направление, кондуктор, эксплуатационная колонна 168 (178) мм, башмак, которой устанавливается на кровлю продуктивного пласта, фильтр-хвостовик 114 мм с глухими трубами в верхней части спускается в продуктивный горизонт с последующим манжетным цементированием глухих труб (рисунок 1).

Основной проблемой при изоляции верхней части хвостовика является малый кольцевой зазор между обсадной колонной-хвостовиком и стенкой скважины. Наружный диаметр хвостовика по муфте 127 мм,

1. Apply reaming tools when drilling horizontal wells in order to increase the hole diameter from 143 mm to 156 mm while retaining the current liner diameter of 114 mm. Application of reamers will help ensure higher quality cementing of a small-diameter casing string (liner through increasing the area of the cement sheath, but this technology has some substantial disadvantages such as drilling tool sticking when reaming the hole with special tools.

2. Use expanding cement slurry to improve cement-to-casing bond and cement-to-wall bond. A substantial disadvantage of such slurries is their high cost and an insecure solid cement sheath.

3. Use packers to considerably reduce the risk of wellbore leakage. Their main disadvantage is the need to have a non-permeable tight seal in the point of their placement, because otherwise circulation in the casing string annulus will occur in the rock behind the packer.

Having reviewed a large number of options for improving well design reliability, we suggest to test a combined option to reduce the risks of gas breaking through into the wellbore:» Adjust the well profile by running the liner below the OWC followed by its return to the oil zone and cement the collar. We expect

that this profile will help substantially reduce the risks of gas breakthrough thanks to a “hydraulic seal” (Fig. 2). High complexity of drilling is one of the main disadvantage of such hole-making.» Include a straddle packer with a rubber oil-swelling element in the slotted liner assembly. This will allow to block off the parts of the horizontal section with gas breakthroughs. One packer splitting the horizontal area into two parts will be enough to increase cumulative oil produced by a well.

It is unlikely that crossflows will be completely eliminated by using only one of the above methods. To reduce the risks of behind-casing fluid migration, it is recommended to apply several appropriate methods simultaneously. To reduce the probability of gas breakthrough behind the production liner, the well profile needs to be adjusted by adding swellable packers to the liner assembly. Such well completion system will help considerably minimise

Рис.2 Рекомендуемая конструкция скважины Fig. 2. Suggested Well Design

Эксплуатационная колонна 168 мм 168mm production casing

Пакер Packer

Хвостовик 114 мм 114mm liner

ГазGas

Нефть Oil

Вода Water

Цемент Cement

Фильтр 114 мм 114-mm filterНабухающий пакер Swelling packer

77ROGTECROGTEC

COMPLETIONS


диаметр открытого ствола 143 мм, зазор 8 мм. Относительно небольшая ширина цементного кольца в газонасыщенном интервале позволяет сделать предположение о высокой вероятности заколонных перетоков. Данные АКЦ не дают однозначный ответ о качестве цементирования.

Рекомендации по минимизации заколонных перетоковДля минимизации рисков заколонных перетоков существует несколько вариантов повышения надежности конструкции скважины:1. Применять расширяющие устройства при бурении ГС, чтобы увеличить диаметр ствола с 143 мм до 156 мм при сохранении текущего диаметра хвостовика 114 мм. Применение расширяющих устройств позволит получить более качественное крепления обсадной колонны малого диаметра (хвостовика) за счет увеличения площади цементного кольца, но данная технология имеет существенные недостатки – прихват бурильного инструмента при расширении ствола скважины специальным оборудованием.

2. Применение расширяющихся цементных составов позволит повысить сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины. Существенным недостатком применения таких составов является их высокая стоимость и не гарантированное сплошное цементное кольцо.

3. Применение пакерующих элементов позволяет существенно сократить риск появления заколонных перетоков. Основным их недостатком является необходимость в месте установки наличия непроницаемых плотных пород, в случае отсутствия такого условия циркуляция в заколонном пространстве будет происходить по породе за пакером.

Рассмотрев большое количество вариантов повышения надежности конструкции скважины, в качестве опробования предлагается применять комбинированный вариант для снижения рисков прорыва газа по заколонному пространству в ствол скважины:» скорректировать профиль скважины с заходом хвостовика ниже ВНК и его последующим возращением в нефтяную часть пласта и манжетным цементированием. Предполагается, что реализация данного профиля позволит существенно снизить риски заколонного прорыва газа за счет «гидрозатвора» (рисунок 2). Основной недостаток такой проводки ствола скважины - повышенная сложность проводки (навигации).» предлагается включить в компоновку фильтра- хвостовика разобщающий пакер с нефте-

the risks of gas breakthrough during well operation without a significant increase in the drilling costs.

Based on the above, to minimise the risks, the well design and profile should be selected wisely at the designing stage, as this will help prevent early fluid migration from the upper zones and, consequently, costly cement squeeze jobs.

References:1. A. I. Bulatov, P. P. Makarenko, Y. M. Proselkov, Washing and Cementing Drilling Muds. Nedra, 1999, page 424.2. B. Baily, J. Tyrie, J. Ephick, Water control, Oilfield Review Vol. 3, 2001, page 25.

набухающим резиновым элементом. Включение данного элемента в оснастку хвостовика позволит отсекать часть горизонтального участка с прорывами газа. Для повышения количества накопленной добычи нефти с одной скважины достаточно одного пакера разобщающего горизонтальный участок на две части.

Гарантированно ликвидировать заколонные перетоки с помощью только одного из представленных методов вероятно не удастся. Для снижения рисков миграции флюида за обсадной колонной необходимо применять несколько наиболее подходящих вариантов ликвидации заколонных перетоков одновременно.

Для снижения вероятности прорыва газа за хвостовиком необходимо скорректировать профиль скважины с включением в оснастку хвостовика нефте-набухающих пакерующих элементов. Предложенная система заканчивания скважины позволит существенно минимизировать риски заколонного прорыва газа при эксплуатации скважин без существенного увеличения стоимости бурения.

Исходя из вышесказанного, для минимизации рисков необходимо грамотно подходить к выбору конструкции и ее профилированию на этапе проектирования, это позволит избежать ранних перетоков пластового флюида из вышележащих горизонтов, и необходимости проведения дорогостоящих ремонтно-изоляционных работ.

Список литературы:1 Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Недра, 1999 г., с. 424;2 Бэйли Б., Тайри Д., Элфик Д. Диагностика и ограничения водопритоков, 2001 г., с. 25

78

IntroductionThe main aim of the oil industry, at present, is to increase operational efficiency and increase production in mature fields. One way to achieve this is to drill lateral and horizontal wells and to combine this with the interpretation of the geophysical and geotechnical data.

The idea of using the mud gas data while drilling, in order to detect the hydrocarbon saturation of the borehole, was first suggested in 1933 by V. A. Sokolov and M. V. Abramovich. Gas chromatography was introduced by V. A. Sokolov, A. M. Turkeltaub and V. A. Zhukovitsky in 1951-1955. GTI then appeared in the 1960’s, and was an attempt to expand the geochemical surveys through measuring drilling process parameters [1]. At present, GTI data is widely used by many oil companies, including Rosneft, while drilling horizontal wells.

Mud LoggingMud logging enables the evaluation of the level of hydrocarbon saturation of the formations by comparing the various hydrocarbons in the mud with the existing background levels.

ВведениеОсновным направлением развития современной нефтедобывающей промышленности является повышение эффективности извлечения запасов месторождений нефти на поздней стадии разработки. Одним из способов повышения эффективности является бурение боковых и горизонтальных стволов скважин и комплексная интерпретация геофизических и геолого-технологических данных.

Впервые идея использования данных газосодержания бурового раствора при бурении скважин для выявления нефтегазонасыщенности разреза была высказана в 1933 г. В.А.Соколовым и М.В.Абрамовичем. Внедрение в практику хроматографии газов В.А.Соколовым, А.М.Туркельтаубом и В.А.Жуковицким было осуществлено в 1951-1955гг. ГТИ появилось только в 60-х годах, являясь попыткой расширить комплекс геохимических исследований путем измерений технологических параметров в процессе бурения [1]. В настоящее время данные ГТИ активно используются многими нефтяными компаниями, в том числе на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» в режиме on-line при проводке горизонтальных стволов скважин.

ROGTEC

БУРЕНИЕ


Роснефть: Перспективы оценки насыщенности коллекторов в процессе бурения боковых и горизонтальных стволов скважин по данным флюидных коэффициентов газокаротажа ГТИ (на примере Советского месторождения нефти). Rosneft: Enhancing Oil Production in Mature Fields Through the Use of Mud Logging in Horizontal Wells

Р.Р. Миникеев, ООО «Петровайзер». Д.Е. Голубков, ОАО «НК «Роснефть».

R. R. Minikeev, OOO “Petroviser” D. E. Golubkov, OAO “NK Rosneft”

79ROGTEC

Газовый каротаж.Результаты газового каротажа, как типа геофизического метода, позволяют дать количественную оценку газонефтенасыщенности пластов по изменению содержания различных углеводородов в буровом растворе по сравнению с фоновыми значениями.

С целью повышения эффективности интерпретации результатов газового каротажа ГТИ, необходимо использовать данные как в функции глубин, так и времени. Наличие исходной информации в функции времени позволяет произвести контроль сформированного архива в функции глубин и проанализировать газопоказания после бурения.

Использование информации в масштабе глубин – при проводке скважины в процессе бурения.

Использование информации в масштабе времени:» данные газового каротажа после бурения (диффузионного каротажа);» привязка газовой аномалии к конкретному интервалу глубин после рас-ширки, проработки, наращиваний, перерывов в циркуляции, в процессе промывки;» анализ поглощений промывочной жидкости и проявлений флюидов [2].

Геолого-технологические исследования, телеметрические исследования с применением азимутальных методов каротажа и синтетический каротаж являются основой для принятия решений при проводке боковых и горизонтальных стволов скважин. Количественная оценка продуктивности коллектора непосредственно в процессе бурения основывается в том числе и на результатах газового каротажа. Существует целый ряд факторов, от которых зависит отмечаемое количество газа на устье. Это следующие факторы:» тип и свойства бурового раствора и добавок;» геологические условия района исследования;» особенности технологии бурения;» состав и качество газоаналитического оборудования.

Рассмотрим возможности использования данных ГТИ при проводке скважин на Советском месторождении (ОАО «Томскнефть» ВНК).

Месторождение расположено на территории Томской и Тюменской областей, открыто в 1962г., в разработку введено в 1966г. Основной объем начальных геологических запасов нефти содержится в продуктивном горизонте АВ1. По геологическому строению месторождение относится к сложным, что обусловлено многопластовостью и макронеоднородностью строения продуктивных пластов. В разрезе верхней половины объекта АВ1

In order to be more effective when interpreting the GTI mud logging results, it is necessary to use the data in respect of both depth and time. The availability of the source data in the time aspect makes it possible to monitor the depth aspect and therefore analyse the gas indications post-drilling. So, you would use the information in the depth aspect when drilling the hole, and use the information on the time aspect when:» mud logging data post-drilling (diffusion log);» associating the gas anomaly with a specific depth interval after hole enlargement, reaming, adding lengths, mud-return breaks, during clean-up;» analysis of the lost circulation and fluid kicks [2].

Geotechnical surveys, telemetry surveys using azimuthal logging methods, and synthetic logs are the bases for making intelligent decisions when drilling lateral and horizontal wells. Evaluating the reservoir’s productivity during drilling is based on, above all else, the mud logging results. There are a number of factors that affect the amount of gas observed at the wellhead. These are as follows:» type and properties of the drilling fluids and additives;» geological conditions within the survey area;» drilling technology specifics;» composition and quality of gas analysis equipment.

Let’s discuss the possibilities of using the GTI log data while drilling in the Soviet era field. The operating company was OAO “Tomskneft” VNK.

The field is situated in the Tomsk and Tyumen oblasts, it was discovered in 1962 and came on stream in 1966. Most of the original oil in place is contained in the pay zone AB1. In terms of its geological structure, the field is complex, which is due to its multiple formations and the macro heterogeneity of the pay zone structure. In the upper section of the AB1 productive formation, high shale content was identified with textural features that are commonly called “hazel grouse” in the Russian oil patch. This increases the degree of heterogeneity of the oil bearing part of the reservoirs and deteriorates the whole hydrodynamic drive processes.

One of the main sources of information obtained while drilling horizontal and lateral wells in this Soviet era field is GTI velocity & mud logging. The assessment was carried out for pay formations with good poroperm properties, which were selected on the basis of velocity logging and compulsory geological surveys (such as mud description and analysis, calcimetry, luminescent-bituminological analysis, porosity and density analysis, gas content). The following were used during the assessment:» residual gas saturation factor (Fgas) for gas bearing formations, residual hydrocarbon saturation factor (Fhc) for hydrocarbon bearing formations;» base triangle methods;» fluid coefficient methods;» Pixler charts;» RAG diagrams, etc. [3]

ROGTEC

DRILLING


80 ROGTEC

БУРЕНИЕ


выявились повышенные глинистость и текстурные особенности, что в промысловой практике именуется «рябчиком». За счет этого повышается степень неоднородности нефтенасыщенной части коллекторов и ухудшаются процессы гидродинамического вытеснения в целом.

Одним из основных источников информации, получаемой при бурении горизонтальных и боковых стволов скважин на Советском месторождении, является механический и газовый каротаж ГТИ. Оцениваются выделенные по механическому каротажу и комплексу обязательных геологических исследований (описание и анализ шлама, карбонатометрия, ЛБА, анализ пористости и плотности, измерение газосодержания) продуктивные пласты с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. При этом используют:» коэффициент остаточной газонасыщенности (Fг) для газосодержащих пластов, коэффициент остаточной нефтегазонасыщенности (Fнг) для нефтегазосодержащих пластов;» методы базовых треугольников;» методы флюидных коэффициентов;» палетки Пикслера;» диаграммы РАГ и пр. [3].

В работе использованы методы флюидных коэффициентов.

The following methods of fluid coefficients were used in the study: From June 2013 to June 2014, GTI data for 20 wells from the Soviet era field were analysed using the “PS KiUSS” software package (developed by OOO “Petroviser”).During the interpretation, the following basic international fluid coefficient methods were used:» OPUS3 (composite indicator of hydrocarbon composition, version 3);» X-log (Wh, Bh, Ch);» Pixler ratios (С1/С2, С1/С3, С1/С4, С1/С5) [4, 5].

Generally, line graphs plotted using the first and the last methods (OPUS3 and Pixler’s) help determine the the gas-oil contact (GOC) and the entry into the formation and give a more accurate representation of the fluid type (gas / gas condensate / oil condensate / oil / water), while the x-log diagrams provide us with a more generic picture of the fluid segregation between gas and oil. The interpretation results make it possible to:» detect the entry into the target interval;» perform further well placement (Fig. 1);» assess the degree of hydrocarbon saturation of the formations;» perform correlation with the data acquired from other logging types;» identify commercial hydrocarbon deposits.

Interpreting the geophysical logging data in order to forecast the GOC and WOC locations presents a problem. However, by comparing the well placement data (Fig. 1) and the results

Рис.1 Скважина №4. По данным геологического сопровождения бурения скважин.Fig. 1. Well No. 4. As per data of the well placement.

81ROGTECROGTEC

DRILLING


За период времени июнь 2013 - июнь 2014 проанализированы данные ГТИ по 20 скважинам Советского месторождения с использованием программного комплекса «ПС КиУСС» (разработчик программного обеспечения – ООО «Петровайзер»).

При интерпретации использованы основные применяемые в мировой практике методики флюидных коэффициентов:» ОПУС3 (обобщённый показатель углеводородного состава, версия №3);» X-log (Wh, Bh, Ch);» Соотношения Пикслера (С1/С2, С1/С3, С1/С4, С1/ С5) [4,5].

Как правило, графики кривых, построенные по первому и последнему методу (ОПУС3 и Пикслера) помогают в определении контакта газ-нефть (ГНК) и входа в пласт и дают более точное представление о типе флюида (газ-газоконденсат-нефтеконденсат-нефть-вода), в то время как по диаграммам x-log получаем более общую картину разделения флюида на газ-нефть.

of interpretation of mud logging while drilling using “PS KiUSS” (Fig. 2), we can identify the entry into the pay formation, determine the saturation behaviour and the possible presence of commercial deposits. In Fig. 2 we can clearly see the increase of C1-C3 gases in the bottom graph and the rise of the Wh line in the x-log method of the middle graph from the 1945-m depth, the saturation has changed from the gas one to the oil one. When drilling the hole in the “hazel grouse” shale interlayers (in Fig. 1 these are 2060-2120 m and 2180-2250 m depths), gas indications drop in these intervals (Fig. 2). Fig. 3 shows the placement of the horizontal hole of Well No. 12, and Fig. 4 shows the interpretation of GTI mud logging for the same well. It can be seen that there’s a clear match between the GTI data and well placement data (entry into the target at 1970 m measured depth (1683.5 m vertical depth) and exit from the formation within 2040-2100 m measured depth intervals; hole holding in the middle of the target with the best poroperm properties from 2300 m measured depth (1689-1692.5 m vertical depth). The saturation determined by OPUS-3 and х-log methods gives oil, while the Pixler ratios do not provide a clear picture of the saturation behaviour due to the low C2 (ethane) content in the mud while drilling.

Рис.2 Скважина №4. По данным анализа газового каротажа ГТИ.Fig. 2. Well No. 4. Based on the GTI mud log analysis.

82 ROGTEC

БУРЕНИЕ


ConclusionThe behaviour of the fluids, in the Soviet era field deposits, when they have been determined by conventional geophysical logging (GIS) methods is controversial. The use of the mud logging data and a combined interpretation of GIS and GTI data, honouring all the specifics of the drilling work and field geological structure, increases the effectiveness of the performed survey.

Mud logging interpretation to differentiate gas- and oil-saturated sections in structurally complex reservoirs of the AB1 formations increases the horizontal well placement efficiency and helps increase the rates of production from the Soviet era wells.

References1. E. E. Lukyanov Geotechnical and geophysical surveys while drilling. – Novosibirsk: ID “Istoricheskoe nasledie Sibiri” (Historical heritage of Siberia), 2009 – 752 pages.2. E. V. Tarassova, “Operativnaia ocenka nasyshchennosti porod po gazovomu karotazhu” (Real-time assessment of rock saturation using the mud logging results). – Tver: NTV “Karotazhnik”, Issue 10 (208), pages 10-21, 2011.3. D. E. Golubkov, “Sovershenstvovanie tekhnologiy razrabotki plasta AV1 Sovetskogo mestorozhdeniia dlia effektivnogo promyshlennogo osvoeniya” (Improvement of the Soviet field’s AB1 formation development technologies for effective commercial development). – Moscow: “Territoriya NEFTEGAZ” Magazine, Issue 6, pages 88-90, June 2013.4. E. E. Lukyanov, New technology of determination of the

Результаты интерпретации позволяют:» выявить вход в целевой интервал;» осуществить дальнейшее геологическое сопровождение (рис. 1);» оценить степень нефтенасыщенности пластов;» выполнить корреляцию с данными других типов каротажа;» выделить техногенные залежи УВ.

Вызывает затруднение интерпретация данных ГИС для прогноза местоположения ГНК и ВНК. Тем не менее, сравнивая данные геологического сопровождения бурения скважин (рис. 1) и результаты интерпретации газового каротажа в процессе бурения по «ПС КиУСС» (рис. 2), можно выделить вход в продуктивный пласт, определить характер насыщения и возможное наличие техногенных залежей. На рис.2 хорошо видно увеличение газов С1-С3 на нижнем графике и рост кривой Wh в методике x-log среднего графика с глубины 1945м, насыщение сменилось с газового на нефтяное. При проводке скважины в глинистых пропластках «рябчика» (по рис.1 глубины 2060-2120м и 2180-2250м) суммарные газопоказания падают в этих интервалах (рис.2).

На рисунке 3 представлена проводка горизонтального ствола скважины №12, на рис. 4 показана интерпретация газового каротажа ГТИ по той же скважине. Отмечается явное соответствие данных ГТИ и сопровождения бурения

Рис.3 Скважина № 12. По данным геологического сопровождения бурения скважин. Fig. 3. Well No. 12. As per data of the well placement.

83ROGTECROGTEC

DRILLING


(вход в целевой объект на глубине 1970м по стволу (1683,5м по вертикали) и выход из пласта в интервалах глубин 2040-2100м по стволу; удержание ствола в середине целевого интервала с наилучшими ФЕС с глубины 2300м по стволу (1689-1692,5м по вертикали). Насыщение по методам ОПУС3 и х-log даёт нефть, по соотношениям Пикслера характер насыщения неясен в силу низкого содержания С2 этана в промывочной жидкости при бурении.

ВыводыХарактер состояния флюида в залежах Советского месторождения обычными методами ГИС определяется неоднозначно. Использование данных газового каротажа, а также комплексная интерпретация данных ГИС и ГТИ, с учетом всех особенностей бурения и геологического строения месторождения повышает эффективность проводимых исследований.

Интерпретация газового каротажа для дифференциации газо- и нефтенасыщенных участков в сложнопостроенных коллекторах пластов АВ1 повышает эффективность геологического сопровождения бурения горизонтальных стволов и способствует увеличению дебита нефти скважин на Советском месторождении.

saturation behaviour of reservoirs based using the mud logging data. – Tver: NTV “Karotazhnik”, Issue 8, pages 75-104, 2008.5. E. E. Lukyanov, GTI Data Interpretation. – Novosibirsk: ID “Istoricheskoe nasledie Sibiri” (Historical heritage of Siberia), 2011. – 944 pages.

Рис.4 Скважина №12. По данным анализа газового каротажа и ГТИ. Fig. 4. Well No. 12. Based on the GTI log and mud log analysis

Список литературы1. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические и геофизические исследования в процессе бурения. – Новосибирск: ИД «Историческое наследие Сибири», 2009. – 752с.2. Тарасова Е.В., Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу. – Тверь: НТВ «Каротажник», №10(208), С.10-21, 2011.3. Голубков Д.Е., Совершенствование технологий разработки пласта АВ1 Советского месторождения для эффективного промышленного освоения. – М.: Журнал «Территория НЕФТЕГАЗ», № 6, С. 88-90, июнь 2013.4. Лукьянов Э.Е., Новая технология определения характера насыщения пластов-коллекторов по данным газового каротажа. – Тверь: НТВ «Каротажник», №8, С.75-104, 2008.5. Лукьянов Э.Е., Интерпретация данных ГТИ. – Новосибирск: ИД «Историческое наследие Сибири», 2011. – 944с.


Vostock Capital – безусловный лидер в сфере консалтинга и организации международных конференций, семинаров и мастер-классов для специалистов энергетической отрасли!

• 11 лет на энергетическом рынке России, стран СНГ, Европы и Азии• 120 мероприятий в 13 странах мира. • Более 5000 благодарных участников из 30 государств • Профессиональная команда из 30 человек, которая говорит на 10 языках мира• Офисы в России и за рубежом

МОДЕРНИЗАЦИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВО НПЗПрактические примеры. Стратегии, технологии, процессы и оборудование12-13 марта 2015, Москва

НЕФТЯНОЙ ТЕРМИНАЛПереработка, транспортировка и реализация нефти, нефтепродуктов и СУГ26 – 27 ноября 2015, Санкт-Петербург

ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА В РОССИИ И СНГЭффективные недра и технологии12 – 13 ноября 2015, Москва

НЕФТЕГАЗ – ЗАПАДНАЯ СИБИРЬОсвоение трудноизвлекаемых запасов: привлечение инвестиций и передовых технологий29 – 30 октября 2015, Тюмень

ЯМАЛ НЕФТЕГАЗ 2015Нефтегазовые месторождения Ямала и прилегающих акваторий 20-22 мая 2015, Салехард

СПГ КОНГРЕСС РОССИЯ 2015Вектор развития31 марта -2 апреля 2015, Москва

Комплексное освоение нефтегазовых месторождений Ямала и прилегающих акваторий

• 200+ участников

• www.yamaloilandgas.com

Н. Комарова, И. Холманских, Д. Кобылкин, В. Якушев, О. Федосеева, “Ямал Нефтегаз 2013”

ЯМАЛ НЕФТЕГАЗ 2015 – eдинственная площадка международного уровня, которая собирает на Ямале высшее руководство российских и иностранных нефтегазовых компаний, высокопоставленных представителей власти ЯНАО и соседних округов, лучших мировых производителей технологий и оборудования, специалистов из ведущих научных институтов и ассоциаций.

По вопросам участия, пожалуйста, связывайтесь с Екатериной Мамоновой по телефону + 7 499 505 1 505 или + 44 207 394 30 90, [email protected]

Календарь конференций, конгрессов и выставок

на 2015 год

86

SummaryAn oil and gas reservoir structure is currently presented in a highly simplified form. It is assumed that all the intercommunicating (open) pores are filled with hydrocarbons and a residual water film. This concept of a reservoir model is used to process and interpret logging data, build petrophysical relationships, perform hydrodynamic calculations and estimate oil and gas reserves by the volumetric method. The simplification of a reservoir model clearly contradicts the results of the core analysis performed to determine the structure of the rock pore space and is a source of fundamental errors in evaluating some reservoir parameters. This results in excessive over-estimation of in-place and recoverable hydrocarbon reserves. Based on the results of studies to determine pore size, their distribution in the rock and their contribution to fluid flow (filtration), performed on

Резюме Строение коллектора нефти и газа в настоящее время представляется в крайне упрощенном виде. Принимается, что вся открытая пористость заполнена углеводородами совместно с плёнкой остаточной воды. На основе такого представления модели коллектора проводятся обработка и интерпретация данных каротажа, строятся петрофизические зависимости, ведутся гидродинамические расчеты, подсчитываются запасы нефти и газа объемным способом. Упрощение модели коллектора находится в явном противоречии с результатами анализов керна по определению структуры порового пространства горных пород и служит источником принципиальных ошибок в оценке некоторых параметров коллектора. Последнее, в свою очередь, обуславливает чрезмерное завышение геологических

ROGTEC

ОЦЕНКА КОЛЛЕКТОРА


Реальная структура коллектора нефти и газа и её влияние на объём запасов углеводородов Часть 1

Identifying the Real Structure of an Oil and Gas Reservoir and its Effect on Recoverable Hydrocarbon Reserves Part 1

Yuri A. Limberger, Independent ExpertЮ.А.Лимбергер, независимый эксперт

87ROGTEC

и извлекаемых запасов углеводородов. На основе анализа результатов исследований по определению размера пор, их распределения в породе и участия в фильтрации флюидов, полученных на многочисленных образцах из различных месторождений, обоснована новая. более адекватная, модель строения коллектора. Она обеспечивает подсчет извлекаемых запасов углеводородов объемным способом с точностью, которая принципиально не может быть достигнута при использовании принятой на сегодня модели.

ВведениеСовременные способы обработки и интерпретации результатов исследований разрезов основаны на определенных представлениях о строении горных пород и пластов, пересеченных скважиной, а также гипотезы формирования залежей углеводородов. Изначально существовали осадки минералов разных видов и размеров. Расстояние между твердыми частицами – пустоты - также было неоднородное по размеру и было заполнено водой. Т.е. с момента образования осадка предопределено различие в размерах пор.

В процессе диагенеза, по мере погружения осадков на них начало действовать давление вышележащей толщи. Осадки уплотнялись и преобразовывались в горные породы. Уплотнение–явление, присущее для всех осадочных пород, слагающих разрезы месторождений нефти и газа.

Двуединый коллекторПроцессы уплотнения будущего коллектора (например, песчаника) и будущей покрышки (например, глины) протекают одновременно, но по-разному: в коллекторах - за счет перегруппировки положения частиц минерального скелета относительно друг друга, в глинах – за счет уменьшения расстояния между структурными слоями. Но в любом случае наблюдается уменьшение объёма пустотного пространства за счет увеличения объёма минералов в единице объёма породы. Снижение объёма пустотного пространства сопровождается уменьшением размера первоначальных пор и оттоком части свободной воды. Отток будет продолжаться до тех пор, пока не начнут действовать значимые силы взаимодействия между молекулами воды и молекулами минерального скелета. Тогда вода не сможет быть удалена и останется в порах; её удалению в этом случае дополнительно мешает также низкая сжимаемость самой воды. Остающаяся в порах вода – остаточная вода – главная причина невозможности фильтрации флюидов через такие поры и, следовательно, отсутствия у них проницаемости.

numerous samples from different fields, a new, more adequate reservoir structure model can be substantiated. This model enables estimation of the recoverable hydrocarbon reserves by the volumetric method with an accuracy level which could not be achieved using the current assumed model.

IntroductionModern methods of processing and interpretation of the results of sub-surface exploration are based on certain concepts about the structure of rocks and beds penetrated by a well, as well as on the hypothesis of hydrocarbon pool formation. Initially, there were mineral deposits of various types and sizes. Spaces between solid particles, i.e. voids, also varied and were filled with water. Thus, difference in pore size was bound to occur at the time of deposition.

In the course of diagenesis, as the deposits subsided they began to be affected by the overburden stress. The deposits were compacted and transformed into rock. Compaction is a phenomenon typical of all sedimentary rocks making up rock sections in oil and gas fields.

A Complex (Dual System) Reservoir The compaction process in a potential reservoir (e.g. sandstone) and a potential cap (e.g. shales) occurs simultaneously but differently: in reservoirs it happens as the result of the changing position of mineral matrix particles in relation to each other, and in shales, as the result of decreased distance between structural layers. In any case, reduction of voids is observed due to increased volume of minerals in a rock unit. The decrease in volume of voids is accompanied by reduction in size of original pores and outflux of free water. The outflux will continue until relevant interaction forces between water and matrix come into effect. The water then cannot be removed and stays in the pores; in this case removal of the water is additionally prevented by low compressibility of the water itself. The water remaining in the pores – residual water – is the main reason why it is impossible for fluids to flow through such pores resulting in impermeability.

Pores of different sizes in rocks contribute to open porosity in reservoirs and caps. Rocks or part of them will only be permeable if they contain an interconnected void network which can make fluid flow possible. Thus, the main condition for such a network to exist should be: Φ > 0.

A rock will be impermeable and unable to have a fluid flow in the following cases:а) when it does not contain any voids, i.e. Φ=0; b) when it does contain voids, i.e. Φ >0 but they are not interconnected;c) when it does contain voids which even form an interconnected network, i. e. Φ > 0, but void size is so insignificant that fluid flow is not possible.

ROGTEC

RESERVOIR ESTIMATION


88 ROGTEC



If the above arguments are correct then open porosity of a reservoir before a hydrocarbon pool is formed would consist of two interconnected parts. One of them is permeable and filled with free water which has not been removed, and the other one – impermeable and filled with residual water. This assumption could be verified by analysing rock samples to study pore distribution by size and its contribution to permeability. Various methods of such analysis are described in publications.

Figs. 1 and 2 show examples of pore distribution by size obtained by the mercury penetration method. The “x” axis shows size of pore channels. Using data in the left part of the “y” axis one can evaluate contribution of pore channels of selected size to the sample porosity; this contribution is determined as a percentage of the indicated sample porosity. Using the data on the right part of the “y” axis one can evaluate contribution of pore channels of selected size to the sample permeability; this contribution is determined as a percentage of the indicated sample permeability.

The Figures show examples of pore distribution by size and its contribution to the permeability of carbonate (dolomites, limestones) and clastic (sandstones, shales) rock samples. They demonstrate that in all the reservoir rock samples rock permeability and the ability to have a fluid flow is provided not by all the pore channels but only by a part of them (part of voids), even in the cases when the samples show high porosity and permeability.

The Real Structure of an Oil and Gas Reservoir Gradual formation of a hydrocarbon pool will begin in such a reservoir. The hypothesis of accumulation suggests that hydrocarbons migrate from the places of origin in a dissipated form through rock mass and accumulate in pools. Once inside the pool they rise through the water, displacing free water from the pores and substituting this water. The final result is the current model: all pore space is occupied by hydrocarbons with a residual water film.

This naturally gives a rise to a question: how could hydrocarbons have filled all the reservoir voids if part of the reservoir with open porosity is not permeable? Hydrocarbons which reached the reservoir would move through it via the paths of least resistance. Such paths could only be the pores which provide permeability. Thus, it would be impossible for hydrocarbons to fill in all open pores by removing not only free but residual water from them. They would fill only those open pores which could enable fluid flow, i.e. only the part which is permeable. The author has analysed over 1600 results from studying pore space in rocks. Not a single reservoir sample from the oil, gas and water-bearing parts of the pool (which form the majority of the studied samples) showed

Поры разного размера участвуют в образовании открытой пористости пород, слагающих коллекторы и покрышки. Горная порода, или какая-то её часть, будет проницаемой только в том случае, когда внутри неё существует взаимосвязанная сеть пустот, способных обеспечить фильтрацию. Следовательно, обязательное условие существования такой сети: Кп > 0.

Порода будет непроницаемой и неспособной фильтровать флюиды в следующих случаях:а) когда пустоты в ней вообще отсутствуют, т.е Кп=0;б) когда пустоты в ней есть, т.е. Кп > 0, но они не связаны между собой;в) когда пустоты в ней есть и даже образуют взаимосвязанную сеть, т.е. Кп > 0, но размеры пустот столь малы, что не в состоянии обеспечить фильтрацию флюидов. Если приведенные рассуждения правильные, то открытая пористость коллектора до формирования залежи углеводородов будет состоять из двух взаимосвязанных частей. Одна из которых проницаемая и заполнена неудаленной свободной водой, а другая непроницаемая и заполнена остаточной водой. Проверить предположение можно проведя анализ образцов пород на распределение пор по размерам и их участия в проницаемости. В литературе описаны различные способы такого анализа. На рисунках 1-2 приведены примеры распределения пор по размерам, полученные методом вдавливания ртути. На оси Х указаны размеры поровых каналов. По данным на оси Υ слева можно оценить вклад поровых каналов выбранного размера в пористость образца; этот вклад определяется в процентах от указанной пористости образца. По данным на оси Υ справа можно оценить вклад поровых каналов выбранного размера в проницаемость образца; этот вклад определяется в процентах от указанной проницаемости образца. Рисунки показывают примеры распределения пор по размерам и их участия в проницаемости образцов карбонатных (доломиты, известняки) и терригенных (песчаники, глина) пород. Из них видно, что во всех образцах коллекторов проницаемость пород и их способность фильтровать флюиды обеспечивают не все, а только часть поровых каналов (часть пустотного объема).Даже в тех случаях, когда образцы характеризуются высокой пористостью и проницаемостью. Как реально устроен коллектор нефти и газа И в таком коллекторе начинается постепенное формирование залежи углеводородов. Гипотеза

89ROGTECROGTEC



contribution by all pores, i.e. the whole void volume, to permeability and fluid flow. In all the samples, a certain part of the rock void volume does not contribute to fluid flow, remaining fluid-impermeable. In non-reservoir samples (over 300 samples) typical rock permeability to

формирования предполагает, что углеводороды эмигрируют из мест своего образования, мигрируют в рассеянном виде через толщи пород и аккумулируются в залежи. Движение внутри залежи – всплытие через воду, оттеснение свободной воды из пор и её замена

Доломит / Dolomite

15

5

0,0062 0,06 0,02 1 5 20 50

10

25

10

15

30

15

5

10

10

0,0062 0,06 0,2 1 5 20 50

10

35

20

30

25

20

15

5

1

2

Kп = 0,186 – Φ = 0,186Kпр = 22,8мД – k = 22,8mD

Доломит / Dolomite

Kп = 0,136 / Φ = 0,136Kпр = 60,4мД / k = 60,4mD

Известняк / Limestone

Kп = 0,24 / Φ = 0,24Kпр = 385,2мД / k = 385,2mD

Известняк / Limestone

Kп = 0,24 / Φ = 0,24Kпр = 385,2мД / k = 385,2mD

Со

де

рж

ан

ие

по

ро

вы

х к

ан

ал

ов

, %

/ P

erce

nta

ge

of

Po

re C

han

nel

s

Учас

тие

поро

вых

кана

лов

в ф

ильт

раци

и, %

/ C

ontr

ibut

ion

of P

ore

Cha

nnel

s to

Flu

id F

low

, %

Радиусы поровых каналов, мкм / Radius of Pore Channels, µm

1. Распределение размеров поровых каналов / Distribution of Pore Channels Size2. Долевое участие поровых каналов в проницаемости / Percentage Contribution of Pore Channels to Permeability

Рисунок 1. Структура порового пространства карбонатных породFig. 1. Pore (Void) Space Structure - Carbonate Rocks

90 ROGTEC



air (k << 1 mD) is provided by a tiny proportion of void volume. The stated facts prove the similar nature and cause of the phenomenon both in reservoir and non-reservoir rocks: a certain part of void volume does not contribute to permeability due to this part being filled with residual water. The difference is that for non-reservoirs this is typical of all the void volume; while for reservoirs – only for the part with open porosity.

Thus, a reservoir has two interconnected pore networks which exist at the same time. One of these systems enables permeability and fluid flow in the reservoir while the other prevents it. The first system - effective porosity – serves as a container for mobile fluids (hydrocarbons and water) in the respective parts of the pool, while the other –non-effective porosity - acts as a container for residual water in any part of the pool. In other words, an oil and gas reservoir structure is not as the currently assumed one, but is considerably more complicated. Part of the reservoir with interconnected is filled with oil or gas and a residual water film. This part is permeable and enables fluid flow. The other part of the reservoir with interconnected is filled with residual water, is impermeable and does not enable fluids to flow.

Substantiation of a reservoir structure is a scientific challenge. Solving it would provide new opportunities for practical application. Some of the specific areas of practical use of the new reservoir model are considered below.

Direct Determination of Oil Saturation Oil saturation is one of the parameters which affect the volume of deposits in a pool. Determination of this parameter is a necessary and compulsory procedure when estimating oil deposits by the volumetric method. In practice this procedure is performed by taking some measurements in a well and using empirical Archie functions based on the results of core analysis. The Archie equations are the following:

F = Ro/ Rw = a/Φm (1) and I = Rt/ Ro = 1/Swn (2), where

F – formation factorI – resistivity indexΦ – porosityRo – resistivity of a rock fully saturated with waterRt – resistivity of a rock filled with water and oilRw – resistivity of a waterSw – water saturatedSo – oil saturateda.m.n – empirical constants.

An interpreter would use the following process: formation resistivity and porosity are determined by well measurements. F is determined by using established values of Φ and applying equation (1). Ro =F●Rw is calculated. I = Rt/Ro is calculated and Sw is determined using equation

углеводородами. Конечный итог – представление принимаемой на сегодня модели: все поровое пространство занято углеводородами с пленкой остаточной воды. Возникает естественный вопрос: как же углеводороды заполнили все пустотное пространство коллектора, если часть открытой пористости непроницаемая? Ведь добравшиеся до коллектора углеводороды будут продвигаться внутри него путями наименьшего сопротивления их движению. А таковыми являются только поры, обеспечивающие проницаемость. Поэтому заполнить всю открытую пористость посредством удаления из нее не только свободной, но и остаточной воды, углеводороды не в состоянии. Они заполнят только часть открытой пористости, характеризуемую способностью фильтровать флюиды, т.е.ту её часть, которая является проницаемой. Автор проанализировал более 1600 результатов изучения структуры порового пространства образцов горных пород. И ни в одном из образцов коллектора, относящихся к нефтеносной, газоносной и водоносной частям залежей, а это подавляющая доля изученных образцов, не отмечено участие в проницаемости и фильтрации всей совокупности пор, т.е. всего пустотного объема. Во всех образцах коллекторов определенная доля пустотного объёма пород не принимает участия в фильтрации, оставаясь непроницаемой для флюидов. Для неколлекторов (свыше 300 образцов) символическую абсолютную проницаемость по воздуху (Кпр << 1 мД) обеспечивает мизерная доля пустотного объёма. Приведенные факты свидетельствуют о единой для коллекторов и неколлекторов природе и причине явления: некоторая доля пустотного объёма не участвует в проницаемости вследствие его заполнения остаточной водой. Различие в том, что у неколлекторов это характерно почти для всего пустотного объёма, у коллекторов – только для части открытой пористости. Таким образом, в коллекторе одновременно сосуществуют две системы взаимосвязанных пор. Одна из них обеспечивает проницаемость коллектора и его способность фильтровать флюиды, тогда как другая препятствует этому. Первая система – эффективная пористость – служит ёмкостью для подвижных флюидов (углеводороды и вода в соответствующих частях залежи), тогда как вторая – неэффективная пористость – служит ёмкостью для остаточной воды в любой из частей залежи. Другими словами, коллектор нефти и газа устроен совсем не так, как это принято сейчас, а значительно сложнее: часть открытой пористости (доля пустотного объёма) заполнена нефтью или газом совместно с

91ROGTECROGTEC



(2). Oil saturation factor is So = 1- Sw.

Using this approach to estimate Sw, it is assumed that in equation (1) m=const, although m in any reservoir, in any pools, is always m≠const. It is also assumed that the

плёнкой остаточной воды, является проницаемой и обеспечивает фильтрацию флюидов; другая часть открытой пористости полностью заполнена остаточной водой, является непроницаемой и неспособной фильтровать флюиды.

Рисунок 2. Структура порового пространства песчано-глинистых породFig. 2. Pore (Void) Space Structure - Sandy and Clay Rocks

Об

ъе

м п

ор

, %

/ P

ore

Vo

lum

e (

Vo

id S

pa

ce

), %

1. Распределение диаметров поровых каналов / Distribution of Pore Channels Diameter2. Долевое участие поровых каналов в проницаемости / Percentage Contribution of Pore Chan nels to Permeability

Песчаник / Sandstone

20

0.08

20

40

Kп = 0,16 – Φ = 0,16Kпр = 5000мД – k = 5000mD

40

30

10

00.13 0.2 0.32 0.5 0.8 1.3 2.0 3.2 5 8 13 20 32 50 80 126

2

1

Песчаник / Sandstone

20

0.08

20

40

Kп = 0,19 – Φ = 0,19Kпр = 340мД – k = 340mD

40

30

10

00.13 0.2 0.32 0.5 0.8 1.3 2.0 3.2 5 8 13 20 32 50 80 126

2

1

50

0

30

20

40

30

10

0

50

60

0.01 0.016 0.025 0.004 0.064 0.1 0.16 0.25 0.4 0.64 1.0

Глина / Shales

Kп = 0,14 – Φ = 0,14Kпр = 0,007мД – k = 0,007mD

Диаметр поровых каналов, мкм / Diameter of Pore Channels, µm

1

2

Об

ща

я п

ро

ни

ца

ем

ос

ть

, %

/ T

ota

l p

erm

ea

bil

ity

, %

92 ROGTEC



physical and chemical properties of residual water in an oil-bearing part of the pool are identical to the physical and chemical properties of water in the water-bearing part of the pool. Therefore, when calculating Ro for the oil-saturated part of the pool, the value of Rw is assumed to be equal to its value for the water-bearing part. When determining equation (2), the core study method is such that a single value of Sw is always compared with a single value of Rt. Тhus, it is assumed that Rt is a function of Sw alone. Consequently, calculation of Ro for the oil-bearing part of the pool and determination of oil saturation are based on a number of unsubstantiated and unproven assumptions.

Formation resistivity in general depends on the rock matrix conductivity, conductivity of water in pores and the nature of the distribution in formation voids of phases which either conduct electric current (water) or do not (hydrocarbons). It is generally believed that conductivity of matrix minerals is low and can be ignored, as could be the case with the distribution of current conductive and non-conductive phases. It is, therefore, believed that the resistivity of a water-bearing formation depends only on its porosity and the physical and chemical properties of the water in the pores while resistivity of an oil-bearing formation depends only on porosity, water saturation and water properties.

The majority of minerals forming a reservoir matrix do, indeed, have extremely low electrical conductivity. Thus, average conductivity of such minerals as anhydrite, calcite, dolomite, quartz, albite (white feldspar), biotite, amphibolite, etc. is in the range of 10-8 10-17 S/m. Therefore, ignoring the effect of matrix electrical conductivity on measured formation resistivity is justified. However, one should also bear in mind that the volume of core taken and studied in a laboratory, is incomparably small when considering the volume of rock in a pool. It can’t be guaranteed that matrix electrical conductivity would remain low in all reservoirs in the pool.

However, ignoring the effect of distribution of current-conductive and non-conductive phases on measured formation resistivity is not justified. In practice, this factor is not given sufficient attention, which is wrong. C. A. Grattoni and R.A.Dawe experimentally proved [3], that an oil-bearing formation resistivity and, correspondingly,

Обоснование строения коллектора является научной проблемой. Ее решение предоставляет новые возможности практического использования. Некоторые области конкретного применения новой модели коллектора, реализованные на практике, рассматриваются далее. Прямое определение нефтенасыщенностиНефтенасыщенность является одним из параметров, влияющих на объем полезного ископаемого в залежи. Определение указанного параметра необходимая и обязательная процедура при подсчете запасов нефти объёмным способом. На практике эта процедура реализуется посредством некоторых измерений в скважине и использования эмпирических зависимостей Арчи, построенных по результатам анализов керна. Уравнения Арчи имеют следующий вид:Р = ρвп/ ρв = а/Кп

m (1) и Рн = ρп/ ρвп = 1/Квn (2), где

Р - относительное сопротивление пласта;Рн - коэффициент сопротивления пласта;Кп - коэффициент пористости пласта;ρвп - удельное электрическое сопротивление пласта полностью заполненного водой; ρв - удельное электрическое сопротивление воды, заполняющей пласт;ρп - удельное электрическое сопротивление пласта, заполненного водой и углеводородами;Кв - коэффициент водонасыщенности пласта;a, m, n - эмпирические постоянные.

Интерпретатор действует по следующей схеме. Сопротивление пласта и его пористость определяют по замерам в скважине. По найденному Кп находят Р, используя уравнение (1). Рассчитывают ρвп = Р●ρв. Рассчитывают Рн = ρп/ρвп и по уравнению (2) определяют Кв.Коэффициент нефтенасыщенности Кн = 1- Кв. При таком подходе к оценке Кв допускается, что в уравнении (1) m=const, хотя для коллекторов любой залежи всегда m≠const. Полагают также, что физико-химические свойства остаточной воды в нефтеносной части залежи полностью аналогичны физико-химическим свойствам воды из водоносной части залежи. Поэтому при расчете ρвп для нефтенасыщенной части залежи принимают ρв равным его значению для водоносной части. При получении зависимости (2) методика исследования керна такова, что одному значению Кв всегда противопоставляется одно значение ρп. То есть, принимается, что ρп является функцией только Кв.Таким образом, расчет ρвп для нефтенасыщенной части залежи и определение нефтенасыщенности основаны на ряде необоснованных и недоказанных предположениях.

93ROGTECROGTEC



resistivity index, depend considerably not only on the degree to which voids are filled with water and on the water properties but also on the nature of distribution of conductive and non-conductive phases in pores. Subsequently, (and it has been proven by experiments) an oil-bearing formation can have different resistivities with the same water saturation factor. Vice versa, the same oil-bearing formation resistivity could correspond to different water-saturation factors.

The nature of the distribution of hydrocarbons and residual water film (i.e. conductive and non-conductive phases) in a specific formation is not originally known. Furthermore, it is distorted by mud filtrate ingress. The factor of spatial distribution of phases would always exist in a formation filled with hydrocarbons and its effect is equivalent to over-estimating the measured formation resistivity. This results in under-estimation of the water-saturation factor determined by equations (2), made by the standard method. Eventually, this would lead to over-estimation of the oil-saturation factor.

The drawback of the current approach to determination of oil-saturation factor is that it is done by an indirect method. This is a significant drawback which could not be eliminated by using any methodological tricks. It is futile to expect that this problem could be solved by increasing the number of rock core samples analysed in a laboratory. One could theoretically suggest studying the distribution of conductive and non-conductive phases on an unlimited number of core samples. But even performing such studies would not dramatically change the situation with determination of a water-saturation factor because in a specific formation studied in a real mining condition, actual distribution of conductive and non-conductive phases will always remain unknown to the researcher. Therefore, it would be unrealistic to expect to find any analogue of phase distribution by studying core samples.

Удельное электрическое сопротивление пласта в общем случае зависит от удельной электропроводимости минерального скелета породы, удельной электропроводимости воды в порах и от характера распределения в пустотном объеме пласта фаз, проводящих (вода) и непроводящих (углеводороды) электрический ток. Обычно полагают, что удельная электропроводимость минералов скелета очень низкая и ею можно пренебречь, также как и характером распределения фаз, проводящих и непроводящих электрический ток. Поэтому считают, что сопротивление водоносного пласта зависит только от его пористости и физико-химических свойств воды в порах, а сопротивление нефтеносного пласта – от пористости, водонасыщенности и свойств воды. Большая часть минералов, слагающих скелет коллекторов, действительно характеризуется исключительно низкой электропроводимостью. Так, средние значения удельной электропроводимости таких минералов, как ангидрит, кальцит, доломит, кварц, альбит, биотит, роговая обманка и др. находятся в диапазоне 10-8 – 10-17 См/м.Поэтому игнорирование влияния электропроводимости скелета на замеряемое сопротивление пласта имеет под собой основание. Хотя следует помнить, что объём керна, отбираемого и изучаемого в лаборатории, несопоставимо мал относительно объёма пород залежи. И нет гарантии, что электропроводимость скелета останется низкой для коллекторов всей залежи. Пренебрежение же влиянием характера распределения фаз, проводящих и непроводящих электрический ток, на измеряемое сопротивление пласта не имеет под собой оснований. Однако на практике этому фактору не уделяется должного внимания. Напрасно. C.A.Grattoni и R.A.Dawe экспериментально доказали [3], что удельное электрическое сопротивление нефтеносного пласта и, соответственно, коэффициент увеличения сопротивления, существенно зависят не только от степени заполнения порового пространства водой и свойств самой воды, но и от характера распределения в порах фаз, проводящих и непроводящих электрический ток. Отсюда следует – и это также подтверждено экспериментально – что при одном и том же коэффициенте водонасыщенности нефтеносный пласт может характеризоваться различными удельными сопротивлениями. И, наоборот, одному и тому же удельному сопротивлению нефтеносного пласта могут соответствовать различные коэффициенты водонасыщенности.

Характер распределения в конкретном пласте углеводородов и плёнки остаточной воды, т.е. фаз, проводящих и непроводящих электрический ток, неизвестен изначально. Он к тому же нарушается

94 ROGTEC



The way to resolve the current situation is by radical review of the actual approach to achieving the set objective. An oil-saturation factor should be determined not by an indirect method but by a direct method. Such a method would be impossible to apply using the currently assumed reservoir model. Direct determination of the oil saturation is used in a new reservoir model and does not require knowledge of the Archie equations, formation resistivity and type of rock wettability. The results of applying the new estimation method for oil saturation are considered below (Table 1). Oil and Gas Recovery FactorsIt is considered that the reserves initially in place (geological reserves) could never be completely recovered and delivered to the surface. Is there any substantiation of this point of view, and if there is, what is the essence of it?

The impossibility of complete recovery of free gas reserves from sub-surface is substantiated by physical factors: when gas pressure in a pool becomes equal to surface pressure + pressure of a gas column from surface to pool, drawdown, which enables recovery of gas from the pool rocks and its movement to the wellhead, disappears. But the pool itself would still have some energy potential remaining, which means that some gas reserves would still remain there. A gas recovery factor is a calculated value which does not vary significantly from 1 and, therefore, recoverable gas reserves do not vary significantly from reserves initially in place (geological reserves). The accuracy of estimation of initial (geological) reserves pre-determines the accuracy of estimation of recoverable reserves.

Unlike the case with gas, the impossibility of complete recovery of geological oil reserves is assumed as an axiom, i. e. a point which does not require to be proved. However, any axiom was at some stage a theorem which had to be proved, after which it would become an axiom. The proof would normally be very quickly forgotten and the axiom then would be accepted as something that stands to reason without the need for any additional confirmation. It would be reasonable to ask a question: who proved, and when, the impossibility of full recovery of geological oil reserves? There is a simple answer to this question: nobody ever asked it.

The hypothesis of pool formation suggests that hydrocarbons, migrating through rock masses in a dissipated state, are accumulated in reservoirs where the voids were initially filled with water. One could build the following scheme: when a pool is formed the water is displaced by hydrocarbons and during production, oil is displaced by water. If one adheres to this hypothesis one should also use the same approach when studying cores, initially oil should

за счет проникновения фильтрата промывочной жидкости. Фактор пространственного распределения фаз всегда существует в пласте, заполненном углеводородами. И его влияние эквивалентно завышению измеряемого сопротивления пласта. Это приводит к занижению коэффициента водонасыщенности, определяемого по уравнениям вида (2), построенным стандартным путем. В конечном счете, к завышению коэффициента нефтенасыщенности пласта.

Изъян применяемого сейчас подхода к определению коэффициента нефтенасыщенности заключается в том, что используется косвенный метод его определения. Это принципиальный недостаток, который невозможно устранить никакими методическими ухищрениями. Бессмысленно ожидать решения этой проблемы посредством увеличения количества анализируемых в лаборатории образцов пород. Можно умозрительно предположить изучение на керне распределения фаз, проводящих и непроводящих электрический ток, в неограниченном количестве образцов. Но даже после выполнения таких исследований ситуация с оценкой коэффициента водонасыщенности принципиально не изменится. Поскольку в конкретном пласте, исследованном в реальных горнотехнических условиях, истинное распределение фаз, проводящих и непроводящих электрический ток, всегда останется неизвестным для исследователя. Поэтому и подобрать какую-либо аналогию распределения фаз, полученную на керне, будет нереально.

Выход из сложившейся ситуации заключается в кардинальном пересмотре самого подхода к решению поставленной задачи. Коэффициент нефтенасыщенности следует определять не косвенным, а прямым путем. Такой способ невозможно реализовать в рамках принятой модели коллектора. Прямое определение нефтенасыщенности используется в новой модели коллектора и для этого не требуются знания уравнений Арчи, удельного сопротивления пласта, типа смачиваемости пород. Результаты применения нового способа оценки нефтенасыщения рассмотрены далее (Таблица 1). Коэффициенты извлечения газа и нефтиСчитается, что геологические запасы невозможно полностью извлечь на поверхность. Существует ли обоснование такой точки зрения и, если да, то в чем её суть?

Невозможность полного извлечения из недр запасов свободного газа обоснована физически: когда давление газа в залежи станет равным давлению на поверхности+давление столба газа от поверхности

95ROGTECROGTEC



be pushed through a core sample fully saturated with water and then the oil should be displaced with water.

However, it is done differently. A sample is saturated with oil under vacuum after which water is pushed through. Saturation of a sample under vacuum enables oil to reach numerous very small pores which it could never reach in naturally occurring conditions of rock and from which oil could never be pushed out by water injection. Using this study method, oil displacement factor (which is a component of oil recovery factor) would always be below 1,

до залежи, перестанет существовать депрессия, обеспечивающая извлечение газа из пород залежи и его продвижение к устью скважины. Но в самой залежи еще останется определённый энергетический потенциал, что и предопределяет остаток в ней некоторой доли запасов газа. Коэффициент извлечения газа – расчетная величина, незначительно отличающаяся от 1. Поэтому и извлекаемые запасы газа незначительно отличаются от геологических запасов. Точность, с которой определены геологические запасы, предопределяет точность оценки извлекаемых запасов.

ЗалежьPool

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

Расчет для обычной модели коллектораCalculation for the Traditional Reservoir Model

Расчет для новой модели коллектораCalculation for the New Reservoir Model

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1,380

1,343

1,295

1,833

1,267

1,134

1,411

1,253

1,483

1,597

1,363

1,132

1,451

1,423

5,560

1,288

1,166

1,135

1,460

1,050

0,963

1,078

1,051

0,975

1,072

1,026

1,058

0,984

1,032

0,965

1,010

1,093

0,989

0,991

0,955

1,066

1,053

1,018

Таблица 1. Сопоставление извлекаемых запасов нефтиTable 1. Comparison of Recoverable Oil Reserves

96 ROGTEC



and the results of such studies are used as the basis for a “scientific substantiation” of the myth that recovery of all of the oil contained in a pool is not possible.

Introducing into practice an oil recovery factor (ORF) which is normally considerably below 1 results in an unsubstantiated division of reserves-in-place (geological reserves) into those which could be recovered from the pool and delivered to the surface (recoverable reserves) and those which could not be recovered from the rock (residual). Thus, it is assumed in advance that after an oil pool development most of the oil in a pay formation would remain subsurface.

An oil recovery factor is an unsubstantiated factor which could be easily manipulated and steered in the right direction, depending on set objectives, challenges and subjective views on the issue of oil recovery. Thus, comparatively recently an ORF was a product of three factors: oil displacement, conformance and sweep efficiency. All of these factors are below 1 and their subsequent multiplication reduces the oil recovery factor. Should an “oil recovery increase” be required, one of these factors would be promptly forgotten.

Calculation of Recoverable ReservesCalculation of discovered reserves by the volumetric method is extensively used worldwide. The calculation formula for the oil is:Q = SHΦSo (3), whereQ – reserves initially in place (geological);S – oil productive area;H – average thickness of an oil-producing part of reservoir;Φ – average interconnected porosity;S0 – average oil saturation.

At first glance, using formula (3) appears quite logical. Indeed, a product of oil productive area and reservoir thickness determines the volume of rock in the pool. Multiplying rock volume by void volume and subsequently – by an oil saturation factor determines volume of oil in the voids of pool rocks.

В отличие от газа, невозможность полного извлечения геологических запасов нефти принимается за аксиому, т.е. за положение, не требующее доказательств. Но любая аксиома когда то была теоремой, подлежащей доказательству. И только после этого стала аксиомой. Доказательство обычно быстро забывается и аксиома принимается как само собой разумеющееся без дополнительных подтверждений. Уместен вопрос: кто же и когда доказал невозможность полного извлечения геологических запасов нефти? Ответ простой: никто и никогда не задавался подобным вопросом.

Гипотеза формирования залежей предполагает, что углеводороды, мигрирующие через толщи пород в рассеянном состоянии, аккумулируются в коллекторах, пустотное пространство которых первоначально было заполнено водой. Выстраивается схема: при формировании залежи вода вытесняется углеводородами, при добыче – нефть вытесняется водой. Если придерживаться такой гипотезы, то и исследование керна следовало бы проводить по аналогичной схеме. Т.е., через образец породы, полностью насыщенный водой, прогонять сначала нефть, а затем водой выдавливать ее обратно.

Поступают по другому. Образец насыщают нефтью под вакуумом, а затем через него продавливают воду. Насыщение образца в вакууме обеспечивает проникновение нефти в многочисленные поры столь малого размера, в которые она не может проникнуть в естественных условиях залегания горных пород, и из которых прокачкой воды нефть никогда не будет выдавлена. При такой методологии исследования образцов коэффициент вытеснения нефти из них (составная часть коэффициента извлечения нефти) всегда будет меньше 1, а результаты подобных исследований служат «научным обоснованием» распространенного мифа о невозможности полного извлечения нефти из залежи.

Введение в практику подсчета коэффициента извлечения нефти (КИН), который обычно значительно меньше 1, влечет необоснованное разделение геологических запасов на те, которые можно извлечь из пород залежи и доставить на поверхность (извлекаемые), и на те, которые извлечь из пород невозможно (остаточные). Следовательно, заранее предполагается, что после окончания разработки залежи большая часть нефти продуктивного пласта останется в недрах.

Коэффициент извлечения нефти – надуманный фактор, которым можно легко манипулировать в нужном направлении в зависимости от поставленных

97ROGTECROGTEC



целей, решаемых задач и субъективных взглядов на проблему нефтеизвлечения. Так, еще сравнительно недавно КИН представлял произведение трех коэффициентов: вытеснения нефти, охвата вытеснением, охвата заводнением. Все они меньше 1 и их последовательное перемножение уменьшает КИН. Потребовалось «увеличить нефтеотдачу» и про один из коэффициентов тут же забыли. Расчёт извлекаемых запасов Подсчёт разведанных запасов объемным способом широко применяется во всем мире. Формула расчёта для нефти:Q = SHКпКн (3), гдеQ - запасы геологические;S - площадь нефтеносности;H - средняя толщина нефтеносной части коллектора;Кп - средний коэффициент открытой пористости коллектора;Кн - средний коэффициент нефтенасыщенности коллектора.

На первый взгляд применение формулы (3) представляется вполне логичным. Действительно, произведение площади нефтеносности и толщины коллектора определяет объём пород залежи. Умножение объёма пород на коэффициент пористости определяет объём пустот и следующее умножение на коэффициент нефтенасыщенности определяет объём нефти в пустотном пространстве пород залежи. Однако использование в (3) коэффициента открытой пористости находится в явном противоречии с результатами исследования образцов пород на распределение размеров поровых каналов и их участия в проницаемости. Как показано выше, часть открытой пористости коллектора заполнена остаточной водой и не может служить ёмкостью для нефти. Подстановка в (3) коэффициента открытой пористости автоматически приводит к завышению ёмкости, заполненной нефтью. Если принять во внимание также завышение коэффициента нефтенасыщенности, определяемого стандартным способом по зависимости (2), то следствием использования формулы (3) будет завышение геологических запасов нефти. Извлекаемые запасы рассчитываются умножением балансовых запасов на коэффициент извлечения нефти, определение которого в настоящее время требует знания коэффициента вытеснения нефти и коэффициента охвата вытеснением. Коэффициент вытеснения оценивается по данным моделирования процесса на керне (методологическая ошибочность применяемого сейчас подхода показана ранее).

Коэффициент охвата оценивается по результатам гидродинамических расчетов для разных схем расстановки скважин. Все это требует длительных затрат времени и значительных финансов. Новая модель коллектора позволяет непосредственно рассчитать извлекаемые запасы без использования геологических запасов и КИН.

Из обоснования новой модели строения коллектора следует, что, если при подсчёте запасов углеводородов объёмным способом в (3) подставить эффективную пористость и ее нефтенасыщенность (вместо средней открытой пористости и средней нефтенасыщенности), то сразу получим объём извлекаемых запасов.

However, using an interconnected porosity clearly contradicts the results of rock sample studies to examine distribution of pore channels and their contribution to permeability. As shown above, part of the reservoir with open porosity is filled with residual water and could not act as a container for oil. Substitution in (3) of an open porosity factor will automatically lead to over-estimating the size of the container filled with oil. If one is also to take into account over-estimation of oil saturation determined by the standard method using function (2), the consequence of using formula (3) will be over-estimation of oil reserves initially in place.

Recoverable reserves are calculated by multiplying in-place reserves by an oil recovery factor which currently requires the knowledge of oil-displacement and sweep efficiency. Displacement efficiency is estimated based on the results of a modelling process using core samples (error in the currently used method was described above). Sweep efficiency is estimated using the results of hydrodynamic calculations based on different well patterns. All of the above takes a long time and involves significant costs.

A new reservoir model allows direct calculation of recoverable reserves without using reserves in-place and oil recovery factor.

From the substantiation of the new reservoir structure model it follows that, if calculating hydrocarbon reserves by the volumetric method, the use of effective porosity and oil saturation (in the area of effective porosity) in (3), (instead Φ and So), will immediately provide the volume of recoverable reserves.

98

n the occasion of ROGTEC’s 10th anniversary, I would like to step back and reflect on Exploration

since the magazine’s dawn, and over the immediate future.

It is very clear that the Majors failed to discover adequate new reserves last year – a good summary can be found in a very recent article by Bergin and Bousso (1).

But this is clearly not a new phenomenon. After the mega-mergers in the early years of the 21st Century – BP+Amoco+Arco; Exxon+Mobil; Total+Elf+Fina; Chevron+Texaco; Conoco+Philips – the new “super

о случаю 10-й годовщины ROGTEC, мне хотелось бы сделать шаг назад и поговорить о

геологоразведочных работах, начиная с основания журнала и в перспективе на ближайшее будущее.

Весьма очевидно, что крупные нефтегазовые компании не смогли открыть достаточно большие новые залежи в прошлом году – это хорошо описано в недавней статье Бергина и Буссо(1).

Но в этом, конечно, нет ничего нового. После мега-слияний в самом начале 21-го века – BP+Amoco+Arco; Exxon+Mobil; Total+Elf+Fina; Chevron+Texaco;

ROGTEC

РАЗВЕДКА


Дэвид Бэмфорд, Petromall Ltd

Геологоразведочные работы за последние десять лет, и планы на предстоящую пятилетку Exploration Over the Last Ten Years, and the Next Five

David Bamford, Petromall Ltd

П O

99ROGTEC

Conoco+Philips – новые “сверхкрупные компании” в основном фокусировались на своей новой базе активов и уделяли меньшее внимание геологоразведочным работам, в особенности на новых, неосвоенных территориях.

Казалось, что теперь независимым компаниям предоставилась возможность “поднять упавшую мантию” и открыть новые территории – подсолевые отложения в Бразилии; Cairn Energy в Раджастане; Tullow Oil в Гане и Уганде/Кении; доразработка

месторождений в Курдистане; большие открытые газовые месторождения на шельфе Восточной Африки и в восточном секторе Средиземного моря. К сожалению, похоже, что все эти проекты исчерпали себя, что сопровождалось неудачами, например на шельфе Западной Гренландии, Французской Гвианы, вдоль всей краевой трансформы в Западной Африке, в Намибии и т. д.

Истина в том, что последние два-три года оказались ужасно безрезультатными – и дорогостоящими – для разведочных компаний на море, будь это слабоизученные регионы или уже разрабатываемые бассейны, например в Северном море. Да, мы наблюдали успех на месторождениях на суше в Северной Америке, но, по моему мнению, это разработка, а не разведка.

Чего же я ожидаю в будущем? Нижеследующие слова, конечно же, являются моим “скромным мнением”!

Как насчет того, где нам следует вести разведку?

Не следует ли нам избегать глубоководных участков и площадей в Арктике?

Majors” tended to focus on their new asset base and downplay exploration, especially frontier exploration.

It seemed to be left to the Independents to pick up the mantle and open the new frontiers – Brazil sub-salt; Cairn Energy in Rajasthan; Tullow Oil in Ghana and Uganda/Kenya; a re-working of Kurdistan; big gas discoveries offshore East Africa and in the Eastern Mediterranean. Unfortunately this all seems to have run out of steam, with failures for example offshore West Greenland, French Guiane, all along the West Africa Transform Margin, Namibia etc etc.

The truth is that the last two or three years have been horribly unsuccessful – and expensive – for offshore explorers, whether in the frontier regions or in mature basins such as the North Sea. Yes, we have seen success onshore in North America but in my view this is Exploitation not Exploration.

So what do I see looking forward? What follows is of course, all “in my humble opinion”!

What about where we should Explore?

Shouldn’t Deep Water and the Arctic be avoided?

The former is too just expensive - both to explore and to develop - at any imminent oil price, given the outrageous costs of drilling. The latter has this problem too but also incorporates potentially unmanageable environmental risk (2).

In general, onshore anywhere – for conventional and unconventional resources – looks like a better bet.

Are there “New Geographies” with Cost-of-Supply advantages?

Perhaps we should focus on Mexico which will open in 2015. Iran is a possibility but one that depends on the major political

ROGTEC

EXPLORATION


100 ROGTEC

РАЗВЕДКА


Первые слишком дорогостоящи - как в плане разведки, так и освоения - при любой будущей цене на нефть, учитывая невероятно высокую стоимость бурения. Последние, помимо вышеуказанной проблемы, влекут за собой потенциально неконтролируемый экологический риск (2).

В общем, работа с месторождениями на суше во всех регионах – как с традиционными, так и с нетрадиционными запасами – представляется связанной с меньшими рисками.

Есть ли “Новые географические районы”, дающие преимущества в плане низких затрат на поставку?

Вероятно, нам следует сфокусироваться на Мексике, которая откроется в 2015 году. Иран тоже возможен, но это зависит от решения больших политических проблемных вопросов. Ливия, вероятно, именно сейчас не лучшее место, учитывая проблемы с обеспечением безопасности.

Можем ли мы “оживить” нефтегазоносные регионы, находящиеся на поздней стадии разработки?

Как нам придать новые силы континентальному шельфу Великобритании и континентальному шельфу Норвегии, а также большей части Юго-Восточной Азии? Вероятно, применяя некоторые новые ‘передовые’ технологии.

Как насчет того, как мы ведем разведку?

Я полагаю, что в корне наших проблем с результативностью геологоразведочных работ лежит наша неспособность надлежащим образом определить

issues being resolved. Libya is probably not for just now, given the security situation.

Can we re-charge Mature Provinces?

How do we re-invigorate the UKCS and NOCS; and much of South East Asia? Using some new ‘disruptive’ technologies

perhaps.

What about how we Explore?

I believe that our exploration performance problems stem mainly from our failure to perceive and describe more complex targets, more difficult reservoirs, properly. What is to be done?

Way back in the early 1990’s, the twin “disruptive” technologies of inexpensive 3D seismic and powerful interpretation workstations – the latter pioneered by Geoquest and Landmark – transformed the quality of our sub-surface insights. Hasn’t little happened since then!

I think that, first of all, we need to remind ourselves how to build regional and basin models… incorporating» Palaeoreconstruction» Basin modelling» Tectonic modelling» Lithofacies modelling» Up-to-date methods for sequence stratigraphy analysis and sedimentation modelling, including specialised software.

I would say “Never enter a basin or play without this knowledge”!

Then, we need to move beyond the tired remedy of “yet-another-towed-streamer-3D seismic-survey”, and start applying new “disruptive” technologies such as seismic nodes, non-seismic geophysics (potential field, electro-

101ROGTECROGTEC

EXPLORATION


magnetics), fibre optics and permanent reservoir monitoring (to exploit more reserves in fields that are already producing).

And then...

Integrating, analysing, visualising and correctly interpreting these multi-measurements goes way beyond the ‘lowest common denominator’ desktop applications available today where the world of innovation has been replaced by ‘one size fits all’.

I have always believed that the best insights are found when everybody – for example, geologists, geophysicists, petrophysicists, reservoir engineers, commercial folk – are looking at the same thing, and working on the problem at hand as a team.

Working in an integrated way... preferably looking at a big screen together.

References1. http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/137092/Oil_Majors_Fail_To_Find_Reserves_To_Counter_Falling_Output

2. http://www.ft.com/cms/s/0/ae302d22-ad1b-11e4-a5c1-00144feab7de.html?siteedition=uk#slide0

и описать более сложные объекты поиска, более трудные коллекторы. Что следует сделать?

Еще в начале 1990-х годов двойные “передовые” технологии недорогих трехмерных сейсмических и мощные рабочие станции для интерпретации данных (первыми такие станции предложили компании Geoquest и Landmark) трансформировали качество наших представлений о строении недр. С тех пор немногое изменилось!

Думаю, что, во-первых, нам необходимо напомнить себе о том, как строить региональные и бассейновые модели,… в которые входит следующее:» Палеореконструкция» Бассейновое моделирование» Тектоническое моделирование» Моделирование литофаций» Современные методы сейсмостратиграфического анализа и моделирования осадконакопления, включая специальное программное обеспечение.

Я бы сказал: “Нельзя приступать к освоению бассейна или залежи, не зная всего этого”!

Далее, нам необходимо не ограничиваться лишь давно устаревшим спасительным средством в виде “очередного трехмерного сейсмического исследования с буксируемой сейсмокосой”, а начать применять новые “передовые” технологии, напр. сейсмические узлы, несейсмическую геофизику (потенциальное поле, электромагнетизм) , волоконно-оптические технологии и постоянный мониторинг коллектора (чтобы эксплуатировать больше запасов на месторождениях, где уже ведется добыча).

А далее...

Интеграция, анализ, визуализация и надлежащая интерпретация этих множественных параметров выходят за рамки “минимально необходимых” приложений для настольных компьютеров, существующих в настоящее время, когда мир инноваций был заменен ‘универсальными решениями’.

Я всегда считал, что наиболее ценную информацию можно получить, когда все – например, геологи, геофизики, петрофизики, разработчики коллектора, коммерческие специалисты – рассматривают вместе один и тот же вопрос и работают над решением конкретной проблемы в составе единой группы.

Работать интегрированным образом... и предпочительно вместе за одним большим экраном.

Список литературы:1. http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/137092/Oil_Majors_Fail_To_Find_Reserves_To_Counter_Falling_Output

2. http://www.ft.com/cms/s/0/ae302d22-ad1b-11e4-a5c1-00144feab7de.html?siteedition=uk#slide0

Name / ФИО:

Company / Компания:

Position / Должность:

Address / Адрес:

Telephone / Тел.:

Fax / Факс:

Email / Эл. почта:

ROGTEC 40

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 [email protected]

Или свяжитесь с Александром Пантелеевым:

[email protected]

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

[email protected]

Or contact Alexander Panteleev, [email protected]

Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer

Сведения о Рекламодателях Advertisers Index

www.rogtecmagazine.com104 ROGTEC104 ROGTEC104 ROGTEC

drillmec.com n-g-k.ru

p.13 p.29

targin.ru

p.21

ite-exhibitions.com sippe.org.cn

p.31, p.49, p.67 & p.101

p.47

uorc.net

p.45

bentec.com nafatzgaz.com

p.05 p.11

spe.org

p.43

eckel.com nov.com

p.09 ifc

uorc.net

p.51

halliburton.com rpi-conferences.com

p.19 & p.73

vanoord.com

obc

hardbandingsolutions.com sbdr.ru

p.15 p.04

vostockcapital.com

p.82

p.07 & 41

Для более подробной информации свяжитесь:

Даг Робсон, Директор отдела продаж

[email protected]

+34 952 904 230

3-ий Круглый Стол Российских Буровых Подрядчиков

9 Апреля 2015 г. Отель «Балчуг Кемпински Москва»

Свыше 350 профессионалов отрасли

Более 200 высококвалифицированных представителей от лидирующих российских буровых подрядчиков и нефтяных компаний

Количество спонсоров ограниченоГлавными темами мероприятия являются вопросы по закупке, модернизации и использованию бурового оборудования региональными нефтяными компаниями и буровыми подрядными организациями, а также вопросы взаимоотношений и ценообразования между заказчиком и подрядчиком.

www.rdcr.ru

Морское мастерство

Морская ветроэнергетика

Обустройство морских нефтегазовых месторождений

Дноуглубительные работы

“Морское мастерство” - в этих двух

словах выражается наш энтузиазм и

увлеченность своим делом: “Ван Оорд”

предоставляет подрядные услуги в

области дноуглубительных работ и

морского строительства по всему миру,

используя передовые инновационные

методы для решения Ваших задач.

Наши сотрудники, в распоряжении

которых большой флот разнообразных

судов, специализируются в области

дноуглубления, морских инженерно-

проектных работ и работ на шельфе

(обустройство нефтегазовых

месторождений и ветроэнергетика).

www.vanoord.com

Офисы «Ван Оорд» в России

Rogtec Magazine Issue 40

Documents

Transcript of Rogtec Magazine Issue 40