March-April 2016 by Oil&Gas Eurasia / Eurasia Press, Inc.

#3-4 2016 TECHNOLOGY, PROJECTS & TRENDS IN RUSSIA & CIS – UPSTREAM, DOWNSTREAM, PIPELINES, OFFSHORE ТЕХНОЛОГИИ, ПРОЕКТЫ, ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ И СТРАН СНГ

What's On in Kigali?

MARCH-APRIL МАРТ-АПРЕЛЬ

Как дела в Кигали?

Rwandan Energy Projects Offer Investment Opportunity

Энергетические проекты в Руанде – возможности для инвестиций

DON’T FORGET TO VISIT US AT STAND 22E05 (Pav.2) AT NEFTEGAZ-2016 НЕ ЗАБУДЬТЕ ПОСЕТИТЬ НАШ СТЕНД 22E15 (ПАВИЛЬОН №2) НА МЕЖДУНАРОДНОЙ ВЫСТАВКЕ НЕФТЕГАЗ-2016

p. / стр. 20

p. / стр. 28

Tech Trends p. / стр. 8 Новые технологии

Gazprom Neft Develops Enhanced Oil Recovery Methods and Well Stimulation Technologies

The latest cutting-edge tech solutions Передовые разработки и решения для отрасли

«Газпром нефть» разрабатывает технологии ПНП и интенсификации притока

3-е ПОКОЛЕНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРООБОГРЕВА! «Heat Trace» предлагает решения системы электрообогрева «под ключ», включая проектирование, производство, монтаж и пуско-наладку. «Heat Trace» – это безопасный обогрев для взрывоопасных зон!

«Heat Trace» производит самый широкий спектр саморегулирующихся кабелей. Мы занимаемся обогревом более 40 лет, производя нашу продукцию по высоким стандартам в Великобритании и с 2015 года на территории России! Наши последние достижения вне конкуренции…

ВНЕ КОНКУРЕНЦИИ!

•

Конструктивно Консттруукттив вно безопасбезо опассные ные саморегулирующиеся сам мор реггулир рующ щие еся кабели каб бел ли 3-го поколения

•

Примен нен ние е кабелей каб белей й Применение во во взрывоопасных взры ыво ооп пасны ых зонах зон нахх с минимальной ми ини имал льной й температурой тем мпе ера атууро ой -65°C и (сертиф фика аты Т Р ниже (сертификаты ТР Таможенного Там мож жен нно ого о Союза) Сою юза))

•

Гарантия ар рантия я на на продукцию прод дукц цию до до 5 лет, лет,, расчетная ра асч четтная служба слу ужба а эксплуатации эксспл луа ата ации и 20 лет летт и более бол лее е

До +425°C

Саморегулирующиеся кабели FSM, FSLe, FSR, FSP, FSE, FSS, FSU, AFS и параллельный кабель АНТ, нарезаемый произвольными длинами при монтаже

Свыше 50 км

Промышленный обогрев одним контуром свыше 50 километров

Москва OOO «Хит Трейс СНГ» «Heat Trace CIS» Ltd. 105523, Москва, Щелковское шоссе, д. 100

www.heat-trace.com

Tел./Факс +7 (495) 211-01-50; +7 (499) 647-85-43 moscow@heat-trace.de

ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Neftegaz 2016

«Нефтегаз 2016» Pat Davis Szymczak Пэт Дэвис Шимчак

elcome to Neftegaz 2016 and my congratulations to all of the brave exhibitors and visitors who found money in their budgets to attend! Maybe there will indeed be life after the global collapse in oil prices! I grew up on science fiction. So when I reflect on what has happened to our industry since the spring of 2014, I can’t help but feel I have been teleported back in time to “The Twilight Zone.” For those who did not grow up in the 1960s watching American television, “The Twilight Zone” was (to quote Wikipedia): a series of unrelated stories containing drama, psychological thriller, fantasy, science fiction, suspense, and/or horror, often concluding with a macabre or unexpected twist. The world, to my mind, has become a “Twilight Zone” too absurd to take seriously. Today, I received in my email, the daily newsfeed, “EM A.M.” (from EM, a respected strategic communications firm that I follow) and after scanning links to the more serious news of the day, I clicked a link concerning plans “to build an extraterrestrial embassy in Russia.” EM always includes a “daily chuckle” in their newsletter and this one was a classic! It seems that Russian members of a group called the Raelian movement met at a hotel recently opposite the Russian Foreign Ministry Building. The Raelian cult believes that geneticists from an extraterrestrial race known as the “Elohim” (one of the Hebrew names for “God”) created life on Earth in a test tube, and they want to return in 2035. Return? I’m sorry, but I may I ask why? Are these really “intelligent” aliens? The Raelians can’t really answer that question, but according to the article linked by EM, cult members believe this “return of the creators” will occur only when some country builds them an embassy; and Russian Raelians want that embassy to be in Moscow! Why do such a thing? Why not? The aliens promise to gift earthlings with technologies 25,000 years ahead of our time, including robots that will do all of our work for us.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

обро пожаловать на «Нефтегаз 2016» и мои поздравления всем отважным участникам и посетителям, которые отыскали в своём бюджете деньги на выставку! Может и вправду есть жизнь после глобального падения цен на нефть! Я выросла на научной фантастике. И когда я размышляю о случившемся с нашей отраслью с весны 2014 г., не могу избавиться от ощущения, будто меня телепортировали в прошлое, в «Сумеречную зону». Для тех, кто в 60-е не смотрел американске телевидение: «Сумеречная зона», как говорит Википедия, – сериал несвязанных между собой историй, содержащих драму, психологический триллер, фэнтези, научную фантастику, саспенс и/или ужасы, часто завершающихся кошмарным или неожиданным поворотом сюжета. Мир, как мне представляется, стал «Сумеречной зоной» в слишком абсурдном смысле, чтобы принимать это серьёзно. Сегодня я получила по электронной почте ежедневные новости «EM A.M.» от уважаемой компании по коммуникационным стратегиям «ЕМ», подписчиком новостей которой являюсь; и просмотрев ссылки на главные мировые новости дня, нажала на ссылку о планах «построить внеземное посольство в России». «ЕМ» не оставляет свои новостные рассылки без ежедневной порции смешного – эта была классической! Судя по всему, русская ложа движения раэлитов недавно провела встречу в отеле, расположенном напротив Министерства Иностранных Дел РФ. Раэлиты верят, что генетики из внеземной расы, названной «Элохим» (одно из божественных имён на иврите, в т.ч. в первом стихе Торы), создали жизнь на земле в пробирке, и они вернутся в 2035 г. Вернутся? Прошу прощения, но можно ль спросить зачем? Это правда «разумные» пришельцы? Раэлиты не могут на самом деле ответить на этот вопрос, но согласно статье, указанной по ссылке от «ЕМ», члены движения верят, что это «возвращение творцов» случится только когда какаято страна построит им посольство; русские раэлиты хотят, чтобы посольство было в Москве. Зачем такое делать? А почему бы и нет? Инопланетяне обещают одарить землян технологиями, опережающими наше время на 25 000 лет, включая роботов, которые выполняют за нас всю нашу работу. Не сделает ли это нас лишними? Неужели раэлиты не слышали о «Матрице»? Придут ли они, если мы построим посольство? Нужны ли они нам?

PUBLISHER’S LETTER Doesn’t that make us redundant? Haven’t the Raelians heard of “The Matrix?” If we build it, will they come? Do we want them? So I called EM and asked how many click-throughs the “alien embassy” story got. Not many it turns out, only 1.3 percent. I must have a weird sense of humor I guess! What subscribers did click with gusto (63 percent within the first six hours of the newsletter hitting subscriber desks in Russia, Europe and the Far East) was this: news that President Putin had approved an anti-corruption program on 1 April. To put this into context, you need to know that the leak of the “The Panama Papers” happened about 48 hours later. By the time you read this, you will have probably had your fill about “The Panama Papers.” I had my fill within the first day. So it is “news” that the wealthiest people in the world hide money in offshore tax havens? And why tell us common folk? Can we do anything about it? That’s why I prefer to read about the Raelian quest to build that Elohim Embassy in Moscow. It is fresh and imaginative. Just imagine the possibilities: ● It will create many new jobs in the construction industry at a time when Turkish contractors are no longer welcome in Russia; ● It will lead to the opening of business incubators and research facilities to commercialize alien technologies to support localization of those technologies; ● Imagine the number of jobs this “first contact” with alien life will bring to the translator community! All translators laid off when foreign companies left Russia in 2014 and 2015 will be in demand – especially those who know Old Testament Hebrew! ● It will breathe new life into tourism and leisure activities because we won’t have to work any more – those alien robots will do everything for us. We can just find a beach to lay on (if the aliens don’t harvest us for food first)! ● Linguistics institutes will have a new language to study. What might have started out as Old Testement Hebrew when the Elohim left earth millennia ago, has probably evolved into something slightly different – kind of like the difference between modern English and the English of Chaucer’s day. ● And since the aliens won’t return until 2035, maybe by then, U.S. and EU sanctions will be long gone and there will be no problem financing mega projects. (I rate the Elohim Embassy as a mega project because of the large helicopter landing pad that will be needed for space shuttles.) ● And yes, this embassy will have a bar (it was actually discussed at the Raelian meeting); one just like the Mos Eisley Cantina in the original “Star Wars” movie. Gotta love that Cantina band! A psychotherapist from Bryansk told the Internet news service that reported the story that he was still forming his opinion, but he liked the fact that the Raelians «are trying to build something, not just make money, wreck things and line their pockets like everybody else here.» Ok, ok, let’s come back to earth (pardon the reference.) Those of us earthlings who come this year to Neftegaz, need to congratulate ourselves. We are true believers. We believe that what falls down, must rise again (even oil prices); that business cycles are cyclical (that’s why they’re called cycles); that the world can’t live without energy; and even if the Elohim gift us with the most exotic alien sources of power imaginable, we will still need to produce fossil fuel for the next 50 years or more! (OK, maybe that last point is stretching it, but I’m struggling to finish this essay on a high note!) I hope you will visit us at Oil&Gas Eurasia this year – we’re 16 years old in 2016 and we plan to be here in 2035 when the aliens do (or don’t) show up. You will find us this year in Pavillion 2, Stand No. 22E05. I’ll be the person making aluminum foil hats, free of charge, for anyone seeking protection from cosmic rays! Have a good show!

#3-4 March-April 2016

И вот я позвонила в «ЕМ» и спросила, сколько кликов собрала история про инопланетное посольство. Вышло немного, только 1.3%. Наверное, у меня странное чувство юмора! На что читатели кликали с энтузиазмом (63% за первые 6 часов с момента рассылки новостей), так это на новость о том, что президент Путин 1 апреля одобрил антикоррупционную программу. Чтобы обрамить это контекстом, нужно знать, что утечка «панамских документов» случилась 48 часов спустя. К этому моменту вы, возможно, уже были наслышаны о «панамских документах». Я наслушалась в первый же день. Разве это новости, что богатейшие люди мира прячут деньги в офшорных зонах? Зачем рассказывать такое простым смертным? Что мы можем с этим поделать? Потому я предпочитаю читать о стремлениях раэлитов построить посольство Элохим в Москве. Это свежо и творчески. Просто представьте возможности: ● Это создаст множество новых рабочих мест в строительной индустрии в то время, когда турецких строителей больше не жалуют в России; ● Это приведёт к открытию инкубаторов бизнеса и исследовательских центров для коммерциализации внеземных технологий, чтобы поддерживать их локализацию; ● Представьте количество вакансий, которое принесёт первый контакт с инопланетной жизнью переводчикам! Все переводчики, потерявшие работу, когда иностранные компании ушли из России в 2014-2015, обретут спрос – особенно знающие иврит Ветхого завета! ● Это вдохнёт новую жизнь в туризм и развлечения, потому что больше не нужно будет работать – роботы инопланетян всё сделают за нас. Нам нужно только найти пляж, где расположиться (конечно, если сначала пришельцы не заготовят нас на еду)! ● Лингвистические институты получат новый язык для изучения. То, что возможно началось как ветхозаветный иврит, когда Элохим покинули землю тысячелетия назад, возможно уже развилось во чтонибудь ещё – подобно разнице между современным английским и английским времён Чосера. ● И поскольку инопланетяне не вернутся до 2035 г., может быть, к тому времени санкции США и ЕС уже закончатся и не будет проблем финансировать мегапроекты. (Я оцениваю посольство Элохим как мегапроект, потому что для космических кораблей понадобится большая посадочная площадка.) ● И конечно, в этом посольстве будет бар (это фактически обсуждалось на встрече раэлитов); совсем как Mos Eisley из «Звёздных войн». А какие музыканты в баре Mos Eisley! Психотерапевт из Брянска написал службе новостей, рассказавшей эту историю, что до сих пор вырабатывает своё мнение на этот счёт, но ему нравится, что раэлиты «пытаются что-то построить, а не просто делать деньги, ломать вещи, набивать карманы, как все здесь». Ну ладно, ладно… Вернёмся на землю, простите за каламбур. Те из землян, кто посетит в этом году «Нефтегаз», должны себя поздравить – мы настоящие верующие. Мы верим, что то, что претерпело падение, должно подняться снова (даже цены на нефть); что бизнес-циклы повторяются (потому и зовутся циклами); что мир не может жить без энергии; и даже если Элохим одарит нас самыми экзотическими источниками энергии, которые только может представить человеческое воображение, нам всё равно нужно будет производить ископаемое топливо ближайшие 50 лет или больше! (Ну, последнее может быть преувеличением, но я пытаюсь закончить статью на высокой ноте!) Я надеюсь, вы посетите наш стенд Oil&Gas Eurasia на выставке в этом году – нам 16 лет в 2016 г. и мы планируем быть здесь в 2035, когда инопланетяне появятся (или нет). В этом году вы найдёте нас в павильоне 2 на стенде №22E05. Я буду бесплатно делать шапки из алюминиевой фольги для всех ищущих защиты от космических лучей! Хорошего шоу! Oil&GasEURASIA

ķĸĬ ħ ĵĸįĥħĪ Į ŕņŖŔŗŋŕņŖņŘŔŖš Į ŗŋŕņŖņŘŔŖš ŌŎŊŐŔŗŘŎ Į œņŉŖŋňņŘŋőŎ ŕŎŘņŘŋőŢœŔŏ ňŔŊš Į ŐŔőőŋŐŘŔŖš ĮŒŇňń ŖŉřőŒŏŒŇŌśŉŕŎŌō œŔŒŚŉŕŕ ŖŔŉŅŗŉŖ œŔŌŐŉőŉőŌţ őńŌŏŗśŜŉō ŖŉřőŒŏŒŇŌŌ ŎŒőŖŔŒŏţ ŗŔŒņőţ ĦńŐ őŉŒŅřŒňŌŐŒ ŕňŉŏńŖŠ œŔńņŌŏŠőşō ņşŅŒŔ ĦŒŏőŒņŒňőşō ŔńňńŔőşō ŗŔŒņőŉŐŉŔ ,JSPWZL® ŐŒŊŉŖ ŕœŔńņŌŖŠŕţ ŕ œŔŒŚŉŕŕŒŐ œŔńŎŖŌśŉŕŎŌ ņ ŏŢŅşř ŗŕŏŒņŌţř ňńŊŉ ņ ŕńŐşř ŕŏŒŊőşř ࠮ ĳŔŉņŒŕřŒňőŒŉ ŕŒŒŖőŒŜŉőŌŉ ŕŌŇőńŏ ŜŗŐ ŒŅŉŕœŉśŌņńŉŖ ŕńŐşŉ ŖŒśőşŉ Ō őńňŉŊőşŉ ŌŋŐŉŔŉőŌţ ŗŔŒņőţ ࠮ ļŌŔŒŎŌō ņşŅŒŔ ŋŒőňŒņ ņŎŏŢśńţ ŋŒőňş ŋńŝŌŝńŢŝŌŉ ŒŖ œŉŔŉœŒŏőŉőŌţ ŕœŔńņŏţŢŖŕţ ŕ ŔńŋŏŌśőşŐŌ œŔŒŅŏŉŐńŐŌ ŌŋŐŉŔŉőŌţ ŗŔŒņőţ ࠮ ĳŔŒňņŌőŗŖńţ ňŌńŇőŒŕŖŌŎń œŉŔŉőŒŕŌŖ œŒŏŠŋŒņńŖŉŏŠŕŎŌō ŌőŖŉŔŘŉōŕ őń őŒņşō ŗŔŒņŉőŠ ŗňŒŅŕŖņń Ō ŘŗőŎŚŌŒőńŏŠőŒŕŖŌ ࠮ ĳŔŒŖŒŎŒŏş /(9;® Ō -6<5+(;065 Ä LSKI\Z ŒŅŉŕœŉśŌņńŢŖ œŒŏőŒŚŉőőşŉ ŚŌŘŔŒņşŉ ŎŒŐŐŗőŌŎńŚŌŒőőşŉ ņŒŋŐŒŊőŒŕŖŌ ࠮ īńņŒňŕŎŌŉ őńŕŖŔŒōŎŌ ŕŒŎŔńŝńŢŖ ņŔŉŐţ ŐŒőŖńŊń œŒňńōŖŉ œŌŖńőŌŉ Ō ŔńŅŒŖńōŖŉ ࠮ ĥşŕŖŔŒŕŞťŐőşŉ ŋŒőňş ŗœŔŒŝńŢŖ ŒŅŕŏŗŊŌņńőŌŉ

ĲŊ ŝŘŗōŗŊ Ŗ ŒŅŉŊŋŒœŖŗšţ ĶŇŤŋōŗŊŖš Ŗ ŏœőŔŅŒōŊŎ 4HNUL[YVS® ¶ ŒœŇŅŗœŕœő Ň œņŐŅŖŗō ŇœŐŒœŇœŉŒŠŚ ŕŅŉŅŕŒŠŚ ŘŕœŇŒŊőŊŕœŇ ¶ ŜŗœņŠ ŘŌŒŅŗš ņœŐšŝŊ œ őœŉŊŐō ,*307:,

LJSPWZL THNUL[YVS JVT ࠮ +7-812.320.70.87 ࠮ PUMV'THNUL[YVS Y\

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

PUBLISHER’S LETTER | ОТ ИЗДАТЕЛЯ

Let’s Make Neftegaz 2016 Something Truly Out of This World! Давайте сделаем из выставки «Нефтегаз 2016» что-то неземное! TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

RUSSIAN INVESTMENT OPPORTUNITIES ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ Rwanda Courts Russian Companies Eying Opportunity in East Africa

Руанда привлекает российские компании, нацелившиеся на Восточную Африку The Embassy of the Republic of Rwanda is only two years old. But Rwanda’s Ambassador, H.E. Dr. Jeanne d’Arc Mujawamariya, knows Russia a lot more deeply than many of her fellow diplomats. She studied in Russia in University in the 1990s, then returned to her homeland where she served as a cabinet minister and later a university vice chancellor. Now she is back in Moscow, working hard to raise awareness of the opportunities in Rwanda for Russian companies and independent investors. Here, Oil&Gas Eurasia interviews Ambassador Mujawamariya about investment projects in Rwanda, particularly in the energy sector. Посольству Республики Руанда всего два года. Но посол Руанды, Её Превосходительство доктор Жанна д’Арк Муджавамария знает Россию намного лучше, чем многие из ее коллег дипломатов. Она училась в России в университете в 1990-е годы, а затем вернулась на родину, где служила в качестве члена кабинета министров, а позже вице-канцлера университета. Теперь она снова в Москве и прилагает все усилия для повышения уровня информированности о возможностях Руанды для российских компаний и независимых инвесторов. Нефть и Газ Евразия поговорила с госпожой послом Муджавамария об инвестиционных проектах в Руанде, и, в частности, в энергетическом секторе.

ENHANCED OIL RECOVERY | ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

Stimulating Production Gazprom Neft Develops Enhanced Oil Recovery Methods and Well Stimulation Technologies Управляемый приток «Газпром нефть» разрабатывает технологии ПНП и интенсификации притока

MULTIZONE FRACTURING | МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП

Using Both Produced and Flowback Water in Fracturing Operations with a Novel Guar-Based System Эффективность применения пластовой и отработанной воды при выполнении ГРП с использованием новейшей жидкости на основе гуара

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ | ADVERTORIAL SECTION OILFIELD CHEMISTRY | НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

Non-Damage Well Killing Ensures Preservation of Reservoir Properties Щадящее глушение скважин как основа сохранения коллекторских свойств пласта

Oil&GasEURASIA

#3-4 March-April 2016

CONTENTS | СОДЕРЖАНИЕ

COILED TUBING | ГНКТ

«Уралтрубмаш» запустит вторую очередь производства колтюбинга в Краснотурьинске

MAGNETOMETRY | МАГНЕТОМЕТРИЯ

Non-contact magnetometry as a pipeline integrity tool Бесконтактная магнитометрия для обеспечения надёжности трубопроводов

INDEX OF ADVERTISERS | СПИСОК РЕКЛАМОДАТЕЛЕЙ NOVAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Back Cover / 4-я обложка Heat Trace. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Front Inside Cover / 2-я обложка

ZIRAX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 «Леотек» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

«НьюТек Сервисез». . . . . . . . . . . . Back Inside Cover / 3-я обложка Magnetrol . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 Halliburton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Bentec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Jonell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 «ЮЕ-Интернейшнл» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Carbo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

«Фобос». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Simaco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Vallourec. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

PUBLISHER & EDITORIAL DIRECTOR

ИЗДАТЕЛЬ, РЕДАКЦИОННЫЙ ДИРЕКТОР,

EDITOR-IN-CHIEF

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР

Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

p.szymczak@eurasiapress.com

TECHNOLOGY EDITOR

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА /

Elena Zhuk

ТЕХНОЛОГИИ

edit@eurasiapress.com

Елена Жук edit@eurasiapress.com

CHIEF DESIGNER & PRODUCTION MANAGER

ГЛАВНЫЙ ДИЗАЙНЕР

Pyotr Degtyarev

И МЕНЕДЖЕР ПО ПРОИЗВОДСТВУ

design@eurasiapress.com

Петр Дегтярев

«СОЮЗГЕОСЕРВИС» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 «Транскор-К». . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

U.S. OFFICE houston@eurasiapress.com Oil&Gas Eurasia Houston Galleria Tower 1, 2700 Post Oak Blvd., Suite 1400, Houston, TX 77056 Tel.: +1 832 369 7516 Fax: +1 281 657 3301 Call Toll Free from within the U.S.: +1 866 544 3640 GLOBAL SALES MANAGER Eric Freer eric@freerpub.com

ITALY SALES Ediconsult Anna De Bortoli milano@ediconsult.com Tel.: +39 02 477 100 36 Fax: +39 02 477 113 60 CHINA SALES Beijing Oriental Foreland Consultants Co.,Ltd. chemtech2007@163.com Tel.: +86 10 84823421 Fax: +86 10 84846103

is a Member of

design@eurasiapress.com CONSULTING EDITOR Dr. Mišo Soleša, CEO, CMS Prodex

РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Д-р Мишо Солеша, CEO, CMS Prodex

COVER PHOTO Pyotr Degtyarev

ФОТО НА ОБЛОЖКЕ Петр Дегтярев

CIRCULATION AND SUBSCRIPTIONS

РАСПРОСТРАНЕНИЕ И ПОДПИСКА

subscribe@eurasiapress.com

ADVERTISING SALES / RUSSIA

ОТДЕЛ ПРОДАЖ РЕКЛАМЫ / РОССИЯ

Marina Alyoshina

Марина Алешина

m.alyoshina@eurasiapress.com

www.oilandgaseurasia.com

MOSCOW ADDRESS

ПОЧТОВЫЙ АДРЕС

125009 Moscow, Russia, P.O. box 119 Tel./Fax: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Oil & Gas Eurasia Monthly is published in Moscow by OOO Eurasia Media Consult and is registered with the Ministry of Press and Mass Media of the Russian Federation; Certificate #77-16277. OGE monthly is available by subscription and is distributed at industry events worldwide. Subscriptions available through catalogues: supplement #2 to the Rospechat catalog for newspapers and magazines (entry #45834), Pochta Rossii (entry #12632), Rospechat (entry #84552), Rospechat NTI (entry #66790). ISSN 1812-2086 Press Run: 5,000 © 2016, OOO Eurasia Media Consult All Rights Reserved.

125009, Россия, Москва, А/Я 119 Тел./факс: +7 (499) 678 2553 / 678 2554 Журнал «Нефть и газ Евразия Манфли» издается в Москве OOO Евразия Медиа Консалт и зарегистрирован Министерством РФ по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций. Регистрационный номер 77-16277. Журнал распространяется по подписке, а также на конференциях и крупнейших международных мероприятиях нефтяной отрасли. Подписку на НГЕ можно оформить через дополнение № 2 к каталогу «Газеты. Журналы» «Роспечати» (№ 45834), каталог «Почта России» (№ 12632), каталог «Роспечати» (№ 84552), каталог НТИ «Роспечати» (№ 66790). Тираж: 5 000 экз. ISSN 1812-2086 © 2016, OOO Евразия Медиа Консалт Все права защищены.

e-mail: info@eurasiapress.com

Oil&GasEURASIA

#3-4 March-April 2016

TECH TRENDS | НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

HampsonRussell 10.1 from CGG GeoSoftware Offers Significant New Features for Reservoir Characterization

CGG GeoSoftware объявила о выпуске HRS 10.1, что отражает приверженность компании к постоянному совершенствованию технологий построения геологической модели для использования геофизиками. Известное своей легкостью в использовании, ПО HampsonRussell обеспечивает мировой уровень передовой геофизической интерпретации и анализа для снижения рисков и затрат, связанных с разведкой и добычей. GeoSoftware HRS ProAZ 550pxHRS 10.1 содержит новые функции, такие как инструменты контроля качества в ProAZ, которые позволяют геологам в устранении неоднозначности азимутального анализа при моделировании трещин и прогнозировании напряжений. Азимутальная неопределенность отображается в виде “усов”, которые показаны здесь в виде наложения в Advanced 3D Viewer. HRS 10.1 вводит новые методологии для расчета неоднозначности азимутального анализа и отображения результатов. Оно включает в себя новые возможности для наиболее эффективного использования компьютерной обработки потоков. Автоматизированные тесты парамеHRS 10.1 introтров инверсии позволяют пользователям duces new methodolбыстро выбирать оптимальные значения, ogies to calculate the оптимизировать количество трасс, необ● HRS 10.1 contains new features such as the quality uncertainty of aziходимых для надежного результата, и обеcontrol tools in ProAZ which allow geoscientists to resolve спечивают возможность резкого сокращеmuthal analysis and ambiguity in azimuthal analysis as they model fractures display the results. It ния общего время инверсии. and predict stress. Azimuthal uncertainty is displayed here includes new capaНовой функцией, которую геолоas “whiskers” which are shown here as an overlay in the bilities for the most ги сочтут особенно полезной, является Advanced 3D Viewer. efficient use of comбыстрое моделирование AVO, в котором ● HRS 10.1 содержит новые функции, такие как puter processing инструменты контроля качества в ProAZ, позволяющие таблица Р-волн, S-волн или плотности знаthreads. Automated геологам устранять неоднозначностиь азимутального чения может быть введена в колчичестве inversion parameter анализа, моделируя трещины и прогнозируя стресс. до шести слоев. Далее пользователи могут tests allow users to Азимутальная неопределенность здесь отображается перетаскивать кривые, интерактивно quickly select the в виде “усов”, которые показаны в Advanced 3D Viewer в обновлять синтетическое AVO моделироbest values, optimize виде наложения. вание или отражать угловую сейсмограмму the number of runs в режиме реального времени, и показывать needed for a reliable result, and potentially reduce overall результаты в виде графика. inversion time dramatically. Для улучшения интерпретации атрибутов инверсии, A new feature which geoscientists will find par- автоматизированный анализ теперь может выделять клаticularly useful is AVO quick modeling, in which a table of стеры точек графиков функций как из данных каротажа P-wave, S-wave or Density values can be entered for up to скважин, так и из массивов сейсмических данных и в six layers. Users can then drag and drop the curves, inter- интерактивном режиме отображать эти кластерных зоны actively update a synthetic AVO offset or angle seismic по массивам сейсмических данных. Кроме того, цветные gather display in real time, and show results as a graph. зоны из шаблонов петрофизики теперь также могут в

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com com

SOURCE / ИСТОЧНИК: CGG GEOSOFTWARE

CGG GeoSoftware announced the release of HRS 10.1, reflecting its commitment to continually improve reservoir characterization technologies for geoscientists. Known for ease-of-use, HampsonRussell software enables world-class advanced geophysical interpretation and analysis for reducing the risks and costs associated with exploration and production. GeoSoftware HRS ProAZ 550pxHRS 10.1 contains new features such as the quality control tools in ProAZ which allow geoscientists to resolve ambiguity in azimuthal analysis as they model fractures and predict stress. Azimuthal uncertainty is displayed here as “whiskers” which are shown here as an overlay in the Advanced 3D Viewer.

HampsonRussell 10.1 от CGG GeoSoftware расширяет возможности определения характеристик коллектора

Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

To enhance interpretation of inversion attributes, automated analysis can now distinguish clusters of crossplot points from either well logs or seismic volumes and interactively display those cluster zones throughout the seismic volumes. In addition, colored zones from rock physics templates can now also be interactively displayed throughout seismic volumes and as geobodies in 3D. Kamal al-Yahya, Senior Vice President, GeoSoftware, CGG said: “The philosophy behind our development of HampsonRussell software is to make sophisticated geophysical analysis accessible to every geophysicist. With the new advancements from this release, the software is more intuitive and interactive. The continuous development of our HampsonRussell suite of software is critical to our plans and our next release, which will also include several new features, is planned for year end.”

Emerson Launches Latest Reservoir Engineering Software Enhancements for Improved Field Development Decision-Making

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ интерактивном режиме отображаться по массивам сейсмических данных и как геологические тела в 3D. «Концепция нашей разработки программного обеспечения HampsonRussell состоит в том, чтобы сделать сложный геофизический анализ доступным для каждого геофизика, – отметил Камаль аль-Яхья, старший вице-президент, GeoSoftware, CGG . – С новыми достижениями в этой версии программное обеспечение стало более интуитивным и интерактивным. Непрерывное развитие пакета программного обеспечения HampsonRussell имеет решающее значение для наших планов и следующей инновации, запланированной на конец года, которая также будет включать в себя несколько новых функций».

Emerson представляет последние разработки ПО пластовых исследований для рационального принятия решений при разработке месторождений

SOURCE / ИСТОЧНИК: EMERSON

Компания Emerson Process Management запустила Roxar Tempest ™ 7.2, последнюю версию своего интегриEmerson Process Management has launched Roxar рованного пакета ПО пластовых исследований, который Tempest™ 7.2, the latest version of its integrated reservoir может быть применен в самых различных случаях, таких engineering software suite that can be applied in a wide как промысловая оценка, оптимизация месторождений и variety of scenarios such as field appraisal, field optimiza- разработка месторождений с падающей добычей. tion, and brownfield development. Tempest 7.2 поставляется со значительными усоTempest 7.2 comes with significant enhancements вершенствованиями его адаптации истории и модулем to its history matching and uncertainty analysis module анализа неопределенности Tempest ENABLE, который Tempest ENABLE that will help oil and gas operators поможет операторам нефти и газа генерировать точные generate accurate production estimates, quantify uncer- оценки добычи, количественную неопределенность, и tainty, and minimize financial risk. Tempest 7.2 is the свести к минимуму финансовые риски. Tempest 7.2 являlatest commercial output ется последним коммерческим выпуском из from the Total Uncertainty общей программы управления неопределенManagement Program ности, разработанной с Statoil, а также опиdeveloped with Statoil and рается на долгосрочное сотрудничество по also builds on the long-term разработке алгоритма с Даремским универcollaboration on algorithm ситетом в Великобритании. development with the Новые возможности в Tempest 7.2 University of Durham in the включают ROXAR App Connector , позволяUK. ющий пользователям создавать сложное, из New features within нескольких приложений, описание коллекTempest 7.2 include the тора, которое может быть применено в груп‘Roxar App Connector’ that пе на основе рабочих процессов – набор allows users to set up a трасс связанных программ, которые могут complex, multi-application ● Pairs Plot within Tempest 7.2 that show the прогнозировать реакцию нефтяного коллекdescription of their reser- correlation between uncertain simulation input тора и предоставлять точные статистические voir which can be used in parameters and history match quality. данные о деятельности на местах. ensemble-based workflows ● Парные графики в Tempest 7.2, Для того, чтобы принять во внимание – a set of runs of linked показывающие корреляцию между естественные, но неизвестные изменения в programs that can predict неопределенными входными параметрами геологическом представлении коллектора, Emerson дополнил/ расширил свой прокмоделирования и качеством адаптации модели. си-сервер с применением стохастической Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru aseurasia

#3-4 March-April 2016

TECH TRENDS

составляющей. В результате, достигается более реалистичная оценка базовой неопределенности в оценках добычи, а также поощрение более тесного сотрудничества между промысловыми инженерами и геологами. В то время как пользователи могут не обладать точными знаниями в области геологии коллектора, они теперь будут иметь доступ через Tempest 7.2 к диапазону предполагаемых вероятностей и смогут рассчитать влияние этого диапазона на добычу нефти. В результате анализ неопределенности улучшится и станет более детальным. Tempest 7.2 также поставляется с усовершенствованиями к модулям Tempest MORE и Tempest VIEW. Новые функции Tempest MORE включают в себя более стабильное управление скважиной, моделирование пороговых значений и прорывные давления и обработки трещин разветвленных скважин, улучшенные возможности для моделирования сектора, а также расщепление моделей

GazpromNeft for the First Time Conducted 18-stage Hydraulic Fracturing

«Газпром нефть» впервые провела 18-стадийный гидроразрыв пласта

Gazpromneft-Khantos, GazpromNeft subsidiary, conducted 18-stage hydraulic fracturing (HF) on the South Priobskoye field in the Khanty-Mansiysk Autonomous Region. This operation has been carried out by GazpromNeft Group of companies for the first time. Until now, the maximum value was 15 frac stages in one horizontal well bore, held in December 2015 also on South Priobskoye field by Gazpromneft-Khantos. Increase of the number of operations has become possible because of completion and stimulation technology application without the use of frac balls. New technology first of all features the technique of fracturing ports (points in the well where fracturing is planned) isolation of each other. When using the conventional “ball” technology, each new fracturing zone is separated from the previous one by composite or metal ball. Balls diameter increases from zone to zone, that does not allow to conduct more than 10 hydraulic fracturing operations because of the well design features. During multi-stage fracking on the South Priobskoye field no balls were used as an insulator, but a special tool with reusable sealing “pillow”, which swells and isolates the section from the already fractured one. After works performance it goes back to the original size and the equipment can be transported to the next point for downhole fracturing (while the balls should be milled out after fracturing operation). In this case, the number of frac stages is limited only by the length of the well and technical and economic calculations. In addition, the implemented technology allows to carry out downhole surveys and re-fracturing, and to start production faster after conducting all operations. At about 4 km length of the horizontal section well depth totaled 920 meters, the expected operational capacity is no less than 80 tons per day, which is 15% higher than oil production performance after hydraulic fracturing with fewer steps. The feature of the used arrangement of well horizontal section is the ability to perform stimulation work during the entire operation period. The use of multi-stage hydraulic fracturing makes it possible not only to increase the production rate, but also in the long term will increase the share of developed hard-to-recover reserves by means of selecting the optimum recovery method for oilfield edges. In 2015 Gazpromneft-Khantos commissioned 373 wells, of which 52 are horizontal multi-stage hydraulic fractured wells.

«Газпромнефть-Хантос» (дочерняя компания «Газпром нефти») провел 18-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП) на Южно-Приобском месторождении в Ханты-Мансийском автономном округе. В Группе компаний «Газпром нефть» такая операция проведена впервые. До сих пор максимальным значением было 15 стадий ГРП в одном стволе горизонтальной скважины, проведенное в декабре 2015 года также на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса». Увеличивать количество операций удается благодаря применению «бесшаровой» технологии заканчивания и стимуляции. Особенность новой технологии, прежде всего, в способе изоляции портов ГРП (точек внутри скважины, где планируется провести гидроразрыв) друг от друга. При использовании более традиционной «шаровой» технологии каждая новая зона ГРП отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне и не позволяет провести более 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважины. При проведении МГРП на Южно-Приобском месторождении в качестве изолятора использовались не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся «подушкой», которая разбухает и отделяет зоны с уже проведенными ГРП. После выполнения работ она возвращается к исходному размеру и оборудование можно транспортировать к следующему месту для проведения ГРП внутри скважины (в то время как шары после завершения операций ГРП необходимо разрушать специально). В этом случае количество стадий ГРП ограничивается лишь протяженностью самой скважины и технико-экономическими расчетами. Кроме того, внедренная технология позволяет проводить исследования внутри скважины и повторный ГРП, а также быстрее приступать к добыче после проведения всех операций. При глубине скважины около 4 км длина горизонтального участка составила 920 метров, ожидаемый эксплуатационный потенциал составляет не менее 80 тонн нефти в сутки, что на 15% превышает показатели добычи нефти после проведения гидроразрыва с меньшим количеством стадий. Особенностью примененной компоновки горизонтального участка скважины является возможность выполнять работы по интенсификации притока в процессе всего периода эксплуатации. Применение многостадийного ГРП дает возможность не только увеличить дебит скважины, но и в перспективе приведет к увеличению доли разрабатываемых трудноизвлекаемых запасов за счет подбора оптимального способа разработки краевых участков месторождения. В 2015 году «Газпромнефть-Хантос» ввел в эксплуатацию 373 скважины, из которых 52 являются горизонтальными с применением многостадийных ГРП.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com com

PHOTO: GAZPROMNEFT / ФОТО: ГАЗПРОМ НЕФТЬ

how an oil reservoir may respond and provide accurate statistics on field performance. To take into account the natural but unknown variations in the geological representation of a reservoir, Emerson has now augmented/expanded its proxy with a stochastic component. As a result, a more realistic assessment of the underlying uncertainty in the production estimates is achieved as well as encouraging greater collaboration between reservoir engineers and geologists. While users may not know the precise geology of their reservoir, they will now have access through Tempest 7.2 to a range of reasonable possibilities and can calculate the effect of this range on oil production. The result is improved and more detailed uncertainty analysis. Tempest 7.2 also comes with enhancements to its Tempest MORE and Tempest VIEW modules. New Tempest MORE features include more stable well control,

Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

modeling threshold and breakthrough pressures and handling branched well fractures, improved facilities for sector modeling, and the splitting of models for faster history matching. Users of Tempest VIEW will also be able to conduct more flexible history matching analysis on a wide range of results including water breakthrough. Roxar Tempest 7.2, which runs on Windows and Linux, operates alongside Emerson’s reservoir modeling solution, Roxar RMS and is used in hundreds of installations worldwide. It consists of five modules: Tempest VIEW, Tempest MORE, Tempest ENABLE, Tempest PVTx, a fluid analysis tool, and Tempest VENTURE, an economic evaluation tool that provides cash flow analysis derived from simulation results. The five modules can be deployed as an integrated unit with a common interface or individually to enhance existing workflows.

для более быстрой адаптации. Пользователи Tempest VIEW также будут иметь возможность проводить более гибкий анализ соответствия истории по широкому спектру результатов, включая прорыв воды. Roxar Tempest 7.2, который функционирует под управлением ОС Windows и Linux, работает вместе с решением моделирования коллектора компании Emerson, Roxar RMS и используется в сотнях установок по всему миру. Она состоит из пяти модулей: Tempest VIEW, Tempest MORE, Tempest ENABLE, Tempest PVTx, инструмент анализа жидкости, и Tempest Venture, экономический инструмент оценки, которая обеспечивает анализ денежных потоков, полученных от результатов моделирования. Пять модулей могут быть развернуты как комплексный блок с общим интерфейсом или индивидуально для улучшения существующих рабочих процессов.

Rimera Group’s Izhevsk Plant Developed New ESP Switchboards

Ижевское предприятие ГК «Римера» разработало новые станции управления для УЭЦН

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Завод «Ижнефтемаш», входящий в группу компаний «Римера», выпустил первые образцы нового оборудования – станции управления электроцентробежными насосами ИНМ-3-ЧР. Станции управления электроцентробежными насосами с преобразователем частоты ИНМ-3-ЧР предназначены для управления насосом, электродвигателем, а также прочим оборудованием, находящимся внутри скважины. Станции ИНМ-3-ЧР имеют ряд технических новшеств: частотные преобразователи для обеспечения плавного запуска электродвигателей, моноблочную конструкцию повышенной надежности, встроенный выходной фильтр и новое программное обеспечение. Разработка конструкторской документации и сборка первых опытных станций управления ИНМ-3-ЧР на 250А и 400А была осуществлена в территориальном подразделении «Ижнефтемаша» в городе Обнинске (Калужская область). В 2016 году завод планирует запуск серийного производства станций в городе Ижевске. Также в текущем году ижевское предприятие ГК «Римера» планирует серийный выпуск комплексов телеметрии ИНМ-ТМС-4, образец которых был представлен на стенде группы ЧТПЗ в рамках 13-й Московской международной выставки «Нефть и газ-2015». «После выхода на проектные мощности мы планируем выпускать до 1000 единиц станций управления и комплексов телеметрии для УЭЦН. Новое оборудование сертифициPHOTO: RIMERA / ФОТО: РИМЕРА

Rimera Group’s Izhneftemash plant has made first specimens of new equipment – INM-3-CHR switchboards for electrical submersible pumps. INM-3-CHR VSD switchboards for electrical submersible pumps are designed to control pump, motor and other downhole equipment. INM-3-CHR switchboards incorporate the following innovations: variable speed drives for motor soft start, single-module design for improved reliability, built-in output filter and new software. The development of the design documentation and assembly of the first pilot INM-3-CHR switchboard units rated to 250A and 400A took place at the Obninsk site of Izhneftemash in Kaluga Region. In 2016, batch production of switchboards is expected to be launched in Izhevsk. This year, Rimera Group’s Izhevsk plant is also expected to launch batch production of INM-TMS-4 telemetry systems. A specimen of such telemetry system was on display at the ChelPipe exhibition stand during the 13th Moscow International Oil and Gas 2015 exhibition. «Once we have reached the production targets, we have plans to manufacture up to 1,000 ESP switchboards and telemetry systems. The new equipment has been certified under Technical Regulations of the Customs Union.

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru aseurasia

#3-4 March-April 2016

TECH TRENDS

ровано в соответствии с Техническими регламентами Таможенного союза. Это позволит нам осуществлять поставки не только на территории России, но и в страны Ближнего зарубежья. В ближайшее время 4 станции управления и 8 комплектов телеметрии будут направлены на опытно-промысловые испытания к потенциальному заказчику», – отметил исполнительный директор ОАО «Ижнефтемаш» Игорь Корытько.

This will allow us to sell our products not only within Russia, but also to the neighbouring countries. Very soon, 4 switchboards and 8 telemetry systems will be dispatched for testing at our potential client’s site», says Igor Korytko, Izhneftemash Executive Director.

Schlumberger Introduces AxeBlade Ridged Diamond Element Bit

«Шлюмберже» представляет долото AxeBlade с алмазными элементами кромки

PHOTO: SCHLUMBERGER / ФОТО: ШЛЮМБЕРЖЕ

Smith Bits, a Schlumberger company, announced the release of the AxeBlade* ridged diamond element bit, which incorporates new-geometry Axe* ridged diamond elements across the bit face. AxeBlade bits improve rate of penetration (ROP) in a wide range of formations and steering response in directional applications. “The drillbit market is performance-driven and seeks polycrystalline diamond compact (PDC) bits that provide differentiated performance in ROP,” said Murat Aksoy,

Подразделение «Шлюмберже», компания Smith Bits, объявила о выпуске долота AxeBlade с усовершенствованной формы алмазными элементами режущей кромки Axe, расположенными по всему торцу буровой коронки. Долота AxeBlade повышают механическую скорость проходки (МСП) для широкого ряда продуктивных пластов и управляемость при наклонно-направленном бурении. «Развитие рынка буровых долот связано с необходимостью повышения производительности, в связи с чем востребованы долота с поликристаллическимим алмазными вставками (PDC), обеспечивающие дифференцированноую производительностью по МСП, – отметил Мурат Аксой, президент подразделения Bits & Drilling Tools компании «Шлюмберже». – Производительность резания долота AxeBlade отвечает требованиям наших клиентов, помогая снизить стоимость буровых работ». Относясь к последнему поколению 3D технологий резания компании Smith Bits, элементы Ax имеют отличительную форму кромки, сочетающую в себе срезывающее действие традиционных PDC долот с дробящим действием шарошечных долот. Уникальная геометрия элементов разрушает породу более эффективно, при этом требуется на 30% меньше усилий. Новое долото также обеспечивает улучшенный контроль при наклонно-направленном бурении по сравнению с традиционными PDC резцами.

Rosneft Implements a Project to Develop Fracturing Simulator

«Роснефть» реализует проект по разработке симулятора ГРП

In order to increase technological efficiency in the field of modeling and analysis of hydraulic fracturing (HF) operations Rosneft implements a project on the development of corporate fracturing simulator. The software package under development allows engineers to design and implement fracturing operations support using modern software, as well as to analyze the effectiveness of previously completed hydraulic fracturing operations on the basis of actual data. Research and development works on creating a unique software product are conducted by leading experts from the company corporate institute RN-UfaNIPIneft. The estimated simulation core has been developed taking into account all company’s previously accumulated knowledge in the field of rock geomechanics. It allows to build mathematical models of hydraulic fractures development and algorithms of corresponding computational procedures. According to the results of testing, developed algorithms are superior to Western commercial counterparts in calculation speed, Rosneft claims.

НК «Роснефть» для повышения технологической эффективности в области моделирования и анализа операций гидравлического разрыва пласта (ГРП) реализует проект по разработке корпоративного симулятора ГРП. Создаваемый программный комплекс позволит инженерам компании проектировать и осуществлять сопровождение операций ГРП с помощью современного программного обеспечения, а также проводить анализ эффективности ранее сделанных ГРП по фактическим данным. Научно-исследовательские работы по созданию уникального программного продукта ведут специалисты корпоративного института компании «РН-УфаНИПИнефть». В настоящее время уже разработано расчётное ядро симулятора с учётом всех ранее накопленных в компании знаний в области геомеханики горных пород. Это позволит строить математические модели развития трещин ГРП и алгоритмы соответствующих вычислительных процедур. По результатам проведенного тестирования, разработанные алгоритмы по скорости расчётов превосходят западные коммерческие аналоги, говорится в сообщении «Роснефти».

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com com

Oil&GasEURASIA

president, Bits & Drilling Tools, Schlumberger. “The cutting efficiency delivered by the AxeBlade bit addresses our customers’ needs by helping to reduce the cost of drilling operations.” The latest generation of Smith Bits three-dimensional cutting technologies, Axe elements have a distinctive ridge shape that combines the shearing action of a conventional PDC bit with the crushing action of a roller cone bit. The unique geometry of the element breaks rock more efficiently, requiring 30% less force. It also delivers improved control compared with conventional PDC cutters when drilling directionally. The AxeBlade bit has been successfully field tested in a variety of applications, drilling more than a cumulative total of 200,000 ft [60,960 m]. In a field trial in South Texas, the AxeBlade bit kicked off from vertical to a 90° angle and continued drilling the lateral section for a total of 3,586 ft [1,093 m] with 29% faster ROP compared to offset wells.

TOMZEL Created Pilot Models of New Electric Drives TOMZEL, JSC, subsidiary of Transneft Central Siberia, JSC has created two pilot models of electric drives. The works have been carried out in the framework of import substitution program. Linear rotational electric drives (LRED) are developed by specialized design bureau of Transneft Central Siberia. New electric drives will be used in COCTMS (crude oil custody transfer metering system), operated by Transneft, JSC as part of tube-piston units for controlling four-way valve manufactured in Russia with diameter from 200 to 650 mm. The uniqueness of this equipment is provided by combination of two actions on the output arm: liftinglowering and rotation. Deputy Chief Engineer of TOMZEL Sergei Tarabykin noted that the designed equipment provides the ability to control accuracy of the output arm position, as well as developed power both when moving in the axial direction and in rotation. Control functions are assigned to the unit of electronic control of TOMZEL production. At the moment, the factory conducts tests of two pilot models of electric drives. LRED-1 is tested (for control of the crane with 200-250 mm diameter) weighing 360 kg, with 4 kW motor power and developed axial force of up to 14,000 kg. Furthermore, LRED3 runs tests with a similar motor power but having a greater weight (590 kg) and developed axial force Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ Долото AxeBlade было успешно протестировано в полевых условиях для различных случаев применения, в общей сложности было пробурено 60 960 метров. На месторождении в Южном Техасе долотом AxeBlade был пробурен вертикальный ствол скважины, который затем перешел в горизонтальную секцию длиной 1093 метра, при этом МСП выросла на 29% в сравнении с этим показателем для ранее пробуренных скважин.

АО «ТОМЗЭЛ» создало опытные образцы новых электроприводов АО «ТОМЗЭЛ» (дочернее общество АО «Транснефть – Центральная Сибирь») создало два опытных образца электроприводов. Работы выполнены в рамках реализации программы импортозамещения. Электроприводы ЭППВ прямоходно–вращательные разработаны специализированным конструкторским бюро АО «Транснефть – Центральная Сибирь». Новые электроприводы будут применяться на установках СИКН (системы измерений количества и параметров качества нефти), эксплуатируемых ОАО «АК «Транснефть» в составе трубо-поршневой установки для управления четырехходовым краном российского производства диаметром от 200 до 650 мм. Уникальность данного оборудования заключается в совмещении двух действий на выходном звене: подъемаопускания и поворота. Заместитель главного инженера АО «ТОМЗЭЛ» Сергей Тарабыкин отметил, что разработанное оборудование обеспечивает возможность контролировать точность положения выходного звена, а также развиваемое усилие, как при движении в осевом направлении, так и при вращении. Контрольные функции при этом возложены на блок электронного управления производства АО «ТОМЗЭЛ». В настоящее время на заводе проводятся испытания двух опытных образцов электроприводов. Испытывается «ЭППВ-1» (для управления краном диаметром 200-250 мм) массой 360 кг, мощностью электродвигателя 4 кВт и развиваемым осевым усилием до 14000 кг. Кроме того, испытание проходит «ЭППВ-3» с аналогичной мощностью электродвигателя, но имеющий больший вес (590 кг) и развитие осевого усилия (до 36000 кг), предназначенный для управления краном диаметром 500-600 мм. Новое оборудование на 95% состоит из материалов и комплектующих российского производства. После проведения необходимых испытаний и получения разрешительной документации планируется приступить к серийному производству электроPHOTO: TRANSNEFT / ФОТО: ТРАНСНЕФТЬ

№3-4 Март-Апрель 2015

Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru aseurasia

TECH TRENDS (up to 36,000 kg) for controlling crane with 500-600 mm diameter. The new equipment is 95% of the materials and components manufactured in Russia. After the necessary tests and obtaining permits it is planned to start serial production of electric drives LRED-3 and LRED-1, the expected launch date is the middle of 2017.

Weatherford Recognized for Drilling in Vostochno-Messoyakhskoe Field M e s s o y a k h a n e ft e g a z CJSC recognized experts from Weatherford as part of the Best Team in Production Drilling, 2015, at the Messoyakha Project. Messoyakhaneftegaz, a joint venture between Gazprom Neft and Rosneft, has been engaged in an extensive production drilling campaign at the VostochnoMessoyakhskoe field on Gydan peninsula in YamaloNenetskiy autonomous area. The contestants were evaluated at the end of February on well construction quality and rates, safety of operations and amount of non-productive time. The Weatherford Russia Drilling Services team was commended for efficient well construction at oil well pad number 39 and gas well pad number 1. Weatherford will continue providing high-end engineering support in directional and horizontal well drilling to Messoyakhaneftegaz.

#3-4 March-April 2016

приводов ЭППВ-3 и ЭППВ-1, предполагаемый срок начала выпуска – середина 2017 года.

Компанию Weatherford отметили за успехи в бурении на ВосточноМессояхском месторождении Предприятие «Мессояханефтегаз» включило специалистов компании Weatherford в состав лучшей команды по эксплуатационному бурению 2015 года на проекте «Мессояха». «Мессояханефтегаз», которое паритетно контролируется компаниями «Газпром нефть» и «НК «Роснефть», ведет полномасштабное эксплуатационное бурение скважин на ВосточноМессояхском месторождении на Гыданском полуострове ЯмалоНенецкого автономного округа. При подведении итогов конкурса оценивались показатели качества и скорости строительства скважин, безопасность выполнения работ и сокращение непроизводительного вреPHOTO / ФОТО: WEATHERFORD мени. Заказчик высоко оценил эффективность строительства скважин на кустовых площадках №39 и 1 Газ специалистами департамента Наклонно-направленное бурение компании Weatherford Россия. Компания Weatherford продолжит оказывать «Мессояханефтегазу» услуги по высокотехнологичному инженерному сопровождению при наклонно-направленном и горизонтальном бурении

LUKOIL Adopts Unique TTS Multi-Stage Hydrofracturing Technology

ЛУКОЙЛ освоил уникальную технологию TTS многозонного гидроразрыва пласта

LUKOIL has successfully introduced multistage hydrofracturing TTS technology in horizontal wells at Western Siberia oil fields. Multi-stage hydrofracturing (MSF) TTS technology helps to increase the productivity of low permeability formations by creating an artificial reservoir. The application of this innovative approach has resulted in oil production rates increase by 1.2-1.6 times compared to the conventional MSF which provided more effective development of pay zones. LUKOIL-Western Siberia, а wholly-owned subsidiary of LUKOIL, today operates 20 horizontal wells involving multi-stage fracturing based on TTS technology, including 10 wells on the Imilorsko-Istochnoye field with an average flow rate of 68 tons/day and 10 wells on the Tevlinsko-Russkinskoye, Potochnoye and Severo-Pokachevskoye fields. Implementation of this unique technology has allowed increasing well production rates at average 32% and improving the technical and economic parameters of tight reservoir development. In 2015-2016 TTS multi-stage fracturing technology has been included in field development design and process documentation as design solution.

Компания «ЛУКОЙЛ» успешно внедрила на месторождениях в Западной Сибири технологию TTS при проведении многозонного гидравлического разрыва пласта (МГРП) на горизонтальных скважинах. Технология TTS с МГРП заключается в повышении продуктивности низкопроницаемых пластов за счет создания искусственного коллектора. Результатом инновационного подхода стало увеличение дебитов по нефти в 1,2-1,6 раз по отношению к стандартному МГРП, что позволило более эффективно разрабатывать продуктивные пласты. Сегодня в эксплуатации ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (100-% дочернее предприятие ПАО «ЛУКОЙЛ») введены 20 горизонтальных скважин, на которых проведен многозонный гидроразрыв пласта по технологии TTS. Из них 10 скважин Имилорско-Источного месторождения эксплуатируются со средним дебитом по нефти 68 т/сут. Еще 10 работают на Тевлинско-Русскинском, Поточном и Северо-Покачевском месторождениях. Внедрение уникальной технологии позволило увеличить дебиты скважин в среднем на 32% и повысить технико-экономические показатели разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами. В 2015 - 2016 гг. технология многостадийного ГРП – TTS как проектное решение включается в проектно-технологическую документацию на разработку месторождений.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com com

Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

Arctic Engineering Centre of KSRC Presents Design of Shallow-draught Supply Vessel for Far North

Крыловский центр представил проект мелкосидящего судна снабжения для работы в Арктике

Krylov State Research Center (KSRC) presented a new design of shallow-draught supply vessel intended to deliver technological SOURCE / ИСТОЧНИК: КРЫЛОВСКИЙ ЦЕНТР materials, spare parts, water and provision to offshore drilling rigs in the Arctic. Apart from supply purposes, this vessel can also function as a ship-on-duty staying near the drilling rigs to provide technical assistance and rescue the crews of the rigs in case of emergency.

Арктический инжиниринговый центр Крыловского государственного научного центра представил новый проект судна снабжения оффшорных буровых установок технологическими материалами, запасными частями, водой и продовольствием для работы на мелководных акваториях арктических морей. Помимо задач по снабжению судно также может использоваться для обеспечения дежурства возле оффшорных буровых установок для оказания технической помощи и спасения персонала в аварийных ситуациях.

Ключевые особенности судна: ● ●

High ice class (Arc7); Innovative combined 4-screw propulsion: 2 Azipods arranged symmetrically with respect to the CL; 2 propeller shaft at the sides. Such configuration of propulsion system made the 4-m draught achievable; ● Dual-fuel power plant: the most adequate to intended operatonal conditions; ● Possibility of cargo reception without helicopter landing; ● Fast small ACV for 8 persons. Development activities included a whole lot of various calculations and model tests regarding ice-breaking capability, hydrodynamics, cavitation parameters, seakeeping, aerodynamics that served to confirm the technical solutions adopted in the design.

высокий класс ледовых подкреплений корпуса Arc7; инновационный комбинированный четырехвинтовой пропульсивный комплекс, состоящий из двух винторулевых колонок, расположенных симметрично относительно ДП и двух валов-винтов, расположенных по бортам, который позволил реализовать осадку в 4 м; ● двухтопливная энергетическая установка, наиболее полно соответствующая планируемым условиям эксплуатации; ● возможность приема груза без посадки вертолета; ● судно оборудовано катером на воздушной подушке вместимостью 8 человек. В рамках разработки проекта проведен целый комплекс расчетов и модельных испытаний по ледопроходимости, гидродинамике, кавитационным свойствам, мореходности, аэродинамике, который подтвердил правильность принятых на проекте технических решений.

Main parameters of the vessel:

Основные характеристики:

RS Class Notation: КМ * Arc7 [1] АUT2-IСS OMBO FF3WS DYNPOS-2 EPP Supply vessel Length o.a. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ~ 91.3 m Beam o.a. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ~ 16.8 m DWL draught . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.0 m Crew + special personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 persons Open-water speed чистой воде . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 knots Endurance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20 days

Класс РС — КМ * Arc7 [1] АUT2-IСS OMBO FF3WS DYNPOS-2 EPP Supply vessel Длина наибольшая . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ок. 91,3 м Ширина наибольшая. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16,8 м Осадка по КВЛ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4,0 м Экипаж + спецперсонал. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 чел. Скорость хода на чистой воде . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 уз. Автономность. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 сут.

Grasys Supplies Nitrogen Station for World’s Largest Solar Power Plant Nur 1 in Morocco

НПК «Грасис» поставила азотную станцию для крупнейшей в мире солнечной электростанции «Нур 1» в Марокко

Key features of this vessel are as follows: ● ●

The research and production company Grasys has manufactured and supplied a containerized adsorption station for the world’s largest solar power plant Nur 1 in Morocco. The adsorption station employing pressure swing adsorption technology is designed to produce 520 cubic meters of 99.8% nitrogen per hour. The nitrogen is planned to be used to meet the process requirements of the power plant. It is remarkable that on February 4 Morocco Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

Научно-производственная компания «Грасис» изготовила и поставила адсорбционную азотную станцию в блок-контейнере для крупнейшей в мире солнечной электростанции «Нур 1» в Марокко. Азотная станция, работающая по технологии короткоцикловой адсорбции, производит 520 кубических метров азота в час с чистотой 99,8%. Получаемый азот используется для обеспечения требований технологических процессов электростанции. Напомним, что 4 февраля в Марокко состоялась церемония открытия и введения в эксплуатацию крупнейшей в мире Новейшие технологии на сайте www.oilandgaseurasia.ru aseurasia

TECH TRENDS saw the ceremony of opening and commissioning the world’s largest solar power plant Nur 1 (from Arabic “nur” means “light”). The Nur 1 plant is reported to be built with the use of the most advanced technologies. The 160MW power plant is located near Uarzazat in the south-east of the country. By 2020, Morocco plans to produce up to 42 % of its energy using renewable sources — sun, wind and water. By 2030, the kingdom anticipates that renewable energy production will reach 52 %

SPD Launched ASP EOR Technology

солнечной электростанции под названием «Нур 1»(«нур» означает «свет» в переводе с арабского языка). При создании «Нур 1», как отмечают специалисты, использовались самые передовые технологии. Электростанция мощностью 160 мегаватт расположена вблизи города Уарзазат на юго-востоке страны. Марокко планирует производить 42 % своей энергии из возобновляемых источников — солнца, ветра и воды — к 2020 году. К 2030 году в королевстве предполагают возможность получать 52 % энергии из возобновляемых источников.

СПД запустила технологию повышения нефтеотдачи АСП 24 марта компания «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) запустила на Салымской группе месторождений установку смешения компонентов АСП. Данная установка – ключевой объект инфраструктуры пилотного проекта повышения нефтеотдачи путем закачки в пласт трехкомпонентной смеси из анионного поверхностно-активного вещества (ПАВ), соды и полимера. «Внедрение технологии АСП на Салымской группе месторождений – уникальный для России эксперимент, открывающий новую страницу в истории нефтедобычи в Западной Сибири. Наша компания первой в стране реаPHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

On 24 March Salym Petroleum Development (SPD) launched ASP mixing unit at the Salym group of fields. This unit is the key facility in the infrastructure of the pilot EOR project which involves injection of a threecomponent mixture – alkali, surfactant and polymer – into the formation. “Implementation of the ASP technology at the Salym group of fields is a unique experiment for Russia, which opens a new page in the history of West Siberian oil production. Our company is the first in the country to implement an EOR method which makes it technically possible to produce an additional 30% of oil from the subsoil. In case of technical success and the right fiscal environment, I am certain that this technology will make it possible to develop dozens of Western Siberia’s fields

#3-4 March-April 2016

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com com

Oil&GasEURASIA

#3-4 March-April 2016

TECH TRENDS in a more sustainable manner. This could help make a substantial contribution to the social and economic development of the region and the country as a whole by generating additional payments to the budget, creating new jobs, providing incentives for local business development,” Alexey Govzich, SPD CEO, noted. The chemical mixing unit’s capacity is 1,000 m³/ day. The process of preparing the three-component ASP mixture involves four stages: fine water treatment; inline blending of the treated water with loose chemicals (alkali and salt); preparation of a viscous polymer solution in oxygen-free environment; pumping viscous surfactant from the tanks with subsequent mixing with solvent and water. SPD has been studying the ASP technology since 2008. The company has carried out a number of laboratory and field tests together with its shareholders – Shell Group and Gazprom Neft. The results of single-well tracer test carried out at the West Salym field in 2009 demonstrated an opportunity to produce 90% of residual postwaterflood oil. In 2014-2015, in order to execute the pilot ASP project, the company has built 7 wells, ASP mixing unit, emulsion treatment unit for ASP fluids, as well as ASP pipeline. Further investment is pending technical results and fiscal incentives.

Novomet Rotary Displacement Pump Has Been Successfully Field Tested in Romania In the beginning of 2016 OMV Petrom S.A., a Romanian integrated oil company, the largest oil and gas producer in Southeast Europe, announced successful completion of 180-day field trial of a rotary displacement pump (RDP) manufactured by Novomet. Rotary displacement pumps are a new generation of vane-type pumps designed for low-productivity wells with viscous fluids. Increased reliability of the system is achieved through hard alloys used for production of certain pump components.

лизует метод увеличения нефтеотдачи, который позволяет технически добывать из недр дополнительно до 30% нефти. Я уверен, что в случае снятия технических рисков и предоставления необходимых налоговых льгот данная технология позволит более рационально разрабатывать десятки месторождений Западной Сибири. Она может также внести существенный вклад в социально-экономическое развитие региона и страны в целом, генерируя дополнительные выплаты в бюджет, создавая новые рабочие места, давая импульс развития местному бизнесу», – отметил генеральный директор СПД Алексей Говзич. Мощность установки по смешению химических растворов – 1000 м³/сутки. Процесс подготовки трехкомпонентной смеси АСП включает четыре этапа: тонкую водоочистку; поточное смешивание подготовленной воды с сыпучими химическими реагентами (содой и солью); подготовку вязкого раствора полимера в обескислороженной среде; откачивание вязкого анионного ПАВ из емкостей с последовательным смешением с растворителем и водой. СПД ведет исследования технологии АСП с 2008 года. Компания провела ряд лабораторных и полевых испытаний совместно со своими акционерами – концерном «Шелл» и ПАО «Газпром нефть». В 2009 году прошли испытания на одной скважине на Западно-Салымском месторождении, результаты которых продемонстрировали возможность выработки 90% оставшейся после заводнения нефти. В 2014-2015 гг. для реализации пилотного проекта АСП компания построила 7 скважин, установку подготовки смеси АСП, блок разделения эмульсий для флюидов АСП, а также трубопровод АСП. Дальнейшие инвестиции в проект зависят от результатов пилотного проекта, а также предоставления налоговых льгот.

Объемно-роторный насос производства «Новомет» успешно испытан в Румынии В начале 2016 года один из крупнейших нефтегазовых холдингов юго-восточной Европы, румынская компания OMV Petrom, сообщила об успешном завершении опытно-промысловых испытаний 180 суток установки объемно-роторного насоса (ОРН) производства «Новомет». ОРН представляет новое поколение насосов пластинчатого типа для низкодебитных скважин и скважин с высокой вязкостью нефти, многие детали которого для повышения надежности выполнены из твердого сплава.

Основные характеристики ОРН: Features: Series . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362 Flowrate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 to 15 m³/day pump head. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . up to 2500 m fluid viscosity . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20 – 1000 cSt shaft speed . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 500 – 1000 rpm Field trial of RDP was conducted in Otesti field which is characterized by high viscosity of production fluids. Rotary displacement pumps feature increased efficiency and head capacity with viscous fluids. At the moment the unit is in operation.

For more Tech Trends, visit www.oilandgaseurasia.com com

габарит . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5, диапазон подач . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . от 5 до 15 м³/сут. напор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . до 2500 м. вязкость . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 – 1000 сСт. частота вращения вала. . . . . . . . . . . . . . . . 500 – 1000 об/мин. Испытания проходили на месторождении Отешти, которое отличается повышенной вязкостью нефти. Особенностью данного насоса является то, что его КПД и напорность возрастают при увеличении вязкости перекачиваемой жидкости. В настоящее время установка продолжает работать. Oil&GasEURASIA

RUSSIAN INVESTMENT OPPORTUNITIES

Rwanda Courts Russian Companies Eying Opportunity in East Africa

Руанда привлекает российские компании, нацелившиеся на Восточную Африку

Pat Davis Szymczak

Пэт Дэвис Шимчак

he Embassy of the Republic of Rwanda is only two years old. But Rwanda’s Ambassador, H.E. Dr. Jeanne d’Arc Mujawamariya, knows Russia a lot more deeply than many of her fellow diplomats. She studied in Russia in University in the 1990s, then returned to her homeland where she served as a cabinet minister and later a university vice chancellor. Now she is back in Moscow, working hard to raise awareness of the opportunities in Rwanda for Russian companies and independent investors. Here, Oil&Gas Eurasia interviews Ambassador Mujawamariya about investment projects in Rwanda, particularly in the energy sector.

осольству Республики Руанда всего два года. Но посол Руанды, Её Превосходительство доктор Жанна д’Арк Муджавамария знает Россию намного лучше, чем многие из ее коллег дипломатов. Она училась в России в университете в 1990-е годы, а затем вернулась на родину, где служила в качестве члена кабинета министров, а позже вице-канцлера университета. Теперь она снова в Москве и прилагает все усилия для повышения уровня информированности о возможностях Руанды для российских компаний и независимых инвесторов. Нефть и Газ Евразия поговорила с госпожой послом Муджавамария об инвестиционных проектах в Руанде, и, в частности, в энергетическом секторе.

Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ

PHOTO / ФОТО: GIGAWATTGLOBAL.COM

Oil&Gas Eurasia: What are some of the oil and gas projects Rwanda has to in fossil fuels extraction? Ambassador Mujawamariya: We have methane gas in the Lake Kivu region – it is a huge area between Rwanda and Congo, 2,400 square kilometers. The government of Rwanda has started to exploit the methane (which earlier had been thought to be a problem because of the toxic gas released by the chemical reaction of methane and carbon dioxide). Estimates show that the gas there would produce 700 mega watts of electricity over a period of 55 years. This 700 megawatts would be sufficient for Rwanda to meet all its needs. The carbon dioxide would be used to generate fertilizers for agriculture. OGE: I understand that energy projects form the basis for Rwanda’s overall economic development. Can you elaborate? Ambassador Mujawamariya: We are talking about becoming an IT hub for East Africa; and of course that is only possible if we have sufficient energy. If the methane gas project were to become successful, Rwanda would be selfНефть и ГазЕВРАЗИЯ

Нефть и газ Евразия: Какие из проектов в области добычи ископаемых видов топлива в Руанде нефтегазовые? Посол Муджавамария: У нас есть газообразный метан в районе озера Киву. Это огромная территория площадью 2400 квадратных километров между Руандой и Конго. Правительство Руанды приступило к добыче метана (раньше он представлял собой проблему из-за токсичного газа, высвобождаемого в результате химической реакции между метаном и углекислым газом). Оценки показывают, что с помощью этого газа можно будет получить 700 мега ватт электроэнергии в течение 55 лет. Этих 700 мегаватт будет достаточно для удовлетворения всех потребностей Руанды. Двуокись углерода будет использоваться для создания удобрения для сельского хозяйства. НГЕ: То есть, энергетические проекты формируют основу для общего экономического развития Руанды? Посол Муджавамария: Речь идет о том, чтобы стать IT-центром для Восточной Африки; и, конечно, это станет возможно, только если у нас будет достаточное количество энергии. В случае успеха метанового проекта Руанда будет самодостаточной. В Руанде 45 процентов населения имеет доступ к электричеству. У нас есть проекты электрификации сельских районов. Действия правительства направлены не только на развитие городов, но и на то, чтобы электричество было доступно всем. В некоторых школах энергообеспечение идет за счет солнечной энергии, потому что для нас она бесплатна. Что касается сети интернет, ею охвачено 28 процентов нашего населения. Подключиться к интернету можно

#3-4 March-April 2016

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

RUSSIAN INVESTMENT OPPORTUNITIES

● ●

Rwanda’s Ambassador, H.E. Dr. Jeanne d’Arc Mujawamariya Посол Руанды, Её Превосходительство доктор Жанна д’Арк Муджавамария sufficient. In Rwanda, 45 percent of the population has access to electricity. We have rural electrification projects. The government is not just developing the cities, it is making sure that electricity is available to all people. Some schools have electricity from solar power because solar power is free for us.

в школах, кафе, барах, промышленности, даже некоторых частных домах. Но так как 90 процентов нашей страны имеет покрытие мобильной связи, Министерство науки и техники поощряет телефонные компании снизить цену мобильного Интернета (чтобы получить больше населения онлайн.) Наш охват мобильной связью является самым высоким из стран Восточной Африки.

НГЕ: Кто является партнером Руанды в проекте добычи метана и работаете ли вы уже с какими-либо российскими фирмами? Посол Муджавамария: Добыча метана уже ведется. Например, проект KivuWatt является дочерней компанией ContourGlobal, американской компании с портфолио в Европе и Африке. Она работает вместе с Ruanda Energy, дочерней компанией Ruanda Investment Group. Что касается возможностей для российских фирм, мы очень открыты для дискуссий с Лукойлом, Газпромом и Роснефтью (присоединится к этому проекту). Мы обратились через МИД России, чтобы встретиться с компаниями и побудить их инвестировать в Руанде. (Примечание редактора НГЕ: По данным сайта ContourGlobal в, фаза 1 KivuWatt снабжает энергией три генераторные установки для производства 26 МВт электроэнергии для местной сети. На следующем этапе этого проекта будет развернуто девять дополнительных генераторных установок на 75 МВт для генерации общей мощности более 100 МВт). Нашему посольство всего два года, мы открылись в 2013 году. Но наше посольство представляет страну тысячи холмов и тысячи возможностей. НГЕ: То есть, независимо от того, о чем идет речь, об экспорте кофе или энергетических проектах, одной из ваших задач является повышение осведомленности? Как насчет частных инвесторов?

Operational / Действующие Hydroelectric station Гидроэлектростанция

Community Расположение

Type / Тип

Capacity (MW) Мощность (МВт)

Year completed Год завершения

River Река

Ntaruka Power Station

Ntaruka

Run of river / Речной поток

11.5

1959

Nyabarongo River

Mukungwa Power Station

Mukungwa

Run of river / Речной поток

1982

Nyabarongo River

Mukungwa II Power Station

Mukungwa

Run of river / Речной поток

2.5

2010

Nyabarongo River

Nyabarongo I Power Station

Nyabarongo

Run of river / Речной поток

2014

Nyabarongo River

Rukarara Power Station

Rukarara

Run of river / Речной поток

9.5

2010

River Rukarara

Hydroelectric station Гидроэлектростанция

Community Расположение

Type / Тип

Capacity (MW) Мощность (МВт)

Year completed Год завершения

River Река

Nyabarongo II Power Station

Nyabarongo

Run of river / Речной поток

120

2020

Nyabarongo

Rusizi III Power Station

Rusizi

Run of river / Речной поток

147

2020

Rusizi

Rusumo Power Station

Rusumo

Run of river / Речной поток

2018

River Kagera

Proposed / Планируемые

● ●

Hydroelectric Power Stations in Rwanda Гидроэлектростанции Руанды

SOURCE: WIKIPEDIA / ИСТОЧНИК: ВИКИПЕДИЯ

Oil&GasEURASIA

â&#x201E;&#x2013;3-4 Đ&#x153;Đ°Ń&#x20AC;Ń&#x201A;-Đ?ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐťŃ&#x152; 2015

Đ&#x2DC;Đ?Đ&#x2019;Đ&#x2022;ĐĄĐ˘Đ&#x2DC;ĐŚĐ&#x2DC;Đ&#x17E;Đ?Đ?ĐŤĐ&#x2022; Đ&#x2019;Đ&#x17E;Đ&#x2014;Đ&#x153;Đ&#x17E;Đ&#x2013;Đ?Đ&#x17E;ĐĄĐ˘Đ&#x2DC;

Operational / Đ&#x201D;ĐľĐšŃ Ń&#x201A;Đ˛Ń&#x192;Ń&#x17D;Ń&#x2030;Đ¸Đľ Thermal power station Đ˘ĐľĐżĐťĐžĐ˛Đ°Ń? Ń?ĐťĐľĐşŃ&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˝Ń&#x2020;Đ¸Ń?

Community Đ Đ°Ń ĐżĐžĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Đľ

Fuel type Đ˘Đ¸Đż Ń&#x201A;ĐžĐżĐťĐ¸Đ˛Đ°

Capacity (MW) Year completed Đ&#x153;ĐžŃ&#x2030;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; (Đ&#x153;Đ&#x2019;Ń&#x201A;) Đ&#x201C;ĐžĐ´ ĐˇĐ°Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Ń?

Name of Owner Đ&#x2019;ĐťĐ°Đ´ĐľĐťĐľŃ&#x2020;

KivuWatt Power Station

Kibuye, Karongi District

Methane / Đ&#x153;ĐľŃ&#x201A;Đ°Đ˝

2015

Contour Global

Kibuye Power Plant 1

Kibuye, Karongi District

Methane / Đ&#x153;ĐľŃ&#x201A;Đ°Đ˝

3.5

2012

Government of Rwanda Đ&#x;Ń&#x20AC;Đ°Đ˛Đ¸Ń&#x201A;ĐľĐťŃ&#x152;Ń Ń&#x201A;Đ˛Đž Đ Ń&#x192;Đ°Đ˝Đ´Ń&#x2039;

Thermal power station Đ˘ĐľĐżĐťĐžĐ˛Đ°Ń? Ń?ĐťĐľĐşŃ&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˝Ń&#x2020;Đ¸Ń?

Community Đ Đ°Ń ĐżĐžĐťĐžĐśĐľĐ˝Đ¸Đľ

Fuel type Đ˘Đ¸Đż Ń&#x201A;ĐžĐżĐťĐ¸Đ˛Đ°

Capacity (MW) Đ&#x153;ĐžŃ&#x2030;Đ˝ĐžŃ Ń&#x201A;Ń&#x152; (Đ&#x153;Đ&#x2019;Ń&#x201A;)

Year completed Đ&#x201C;ĐžĐ´ ĐˇĐ°Đ˛ĐľŃ&#x20AC;Ń&#x2C6;ĐľĐ˝Đ¸Ń?

Name of Owner Đ&#x2019;ĐťĐ°Đ´ĐľĐťĐľŃ&#x2020;

Gisagara Thermal Power Station

Gisagara District, Southern Rwanda

Peat / Đ˘ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x201E;

2020 (expected)

Hakan

Gishoma Thermal Power Station

Rusizi District, Western Rwanda

Peat / Đ˘ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x201E;

2016 (expected

Shengli Energy Group and Punj Lloyd

Symbion Thermal Power Station

Nyamyumba, Gisenyi, Rubavu District

Methane / Đ&#x153;ĐľŃ&#x201A;Đ°Đ˝

2018 (expected)

Symbion Power Inc.

Proposed / Đ&#x;ĐťĐ°Đ˝Đ¸Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐľĐźŃ&#x2039;Đľ

â&#x2014;? â&#x2014;?

SOURCE: WIKIPEDIA / Đ&#x2DC;ĐĄĐ˘Đ&#x17E;Đ§Đ?Đ&#x2DC;Đ&#x161;: Đ&#x2019;Đ&#x2DC;Đ&#x161;Đ&#x2DC;Đ&#x;Đ&#x2022;Đ&#x201D;Đ&#x2DC;ĐŻ

Thermal Power Stations in Rwanda Đ˘ĐľĐżĐťĐžĐ˛Ń&#x2039;Đľ Ń?ĐťĐľĐşŃ&#x201A;Ń&#x20AC;ĐžŃ Ń&#x201A;Đ°Đ˝Ń&#x2020;Đ¸Đ¸ Đ Ń&#x192;Đ°Đ˝Đ´Ń&#x2039;

With regard to Internet, 28 percent of our population is connected. Internet connections are available in schools, cafes, bars, industries, even some private homes. But because 90 percent of our country is covered by mobile connectivity, the Ministry of Science and Technology is encouraging phone companies to reduce the price of mobile Internet (to get more of the population online.) Our mobile phone reach is the highest of any East African country.

OGE: What partners does Rwanda have in its methane project and are you working with any Russian firms yet? Ambassador Mujawamariya: We are already producing methane. For example, the KivuWatt project is a subsidiary of ContourGlobal, an American company with portfolio in Europe and in Africa. It is operating together with Rwanda Energy, a subsidiary of Rwanda Investment Group. As for opportunities for Russian firms, we are very much open to discussions with Lukoil, Gazprom and Rosneft (to join this project). We have asked through the Russian Foreign Ministry, to meet with them so as to urge them to invest in Rwanda. (OGE Editor: According to ContourGlobalâ&#x20AC;&#x2122;s website, Phase 1 of KivuWatt powers three gensets to produce 26 MW of electricity for the local grid. The next phase of this project will deploy nine additional gensets at 75 MW to create a total capacity of over 100 MW.) Our embassy is only two years old. But we are an embassy of a country of 1,000 hills and 1,000 opportunities. We opened in 2013. We are still watching and studying the market to see how Rwanda can profit from Russia, and how Russia can profit from Rwanda. We are a country of coffee and tea. We have the best coffee but Russians do not know our coffee yet. OGE: So whether it is a question of coffee exports or energy projects, one of your jobs is to raise awareness? What about with private investors? Ambassador Mujawamariya: Investors first need to know, what is Rwanda? We need to build our image and we have been doing that in Russia for the last two years. We want investors to know what benefits Rwanda has over its neighbors. Đ?ĐľŃ&#x201E;Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ¸ Đ&#x201C;Đ°ĐˇĐ&#x2022;Đ&#x2019;Đ Đ?Đ&#x2014;Đ&#x2DC;ĐŻ

Đ&#x;ĐžŃ ĐžĐť Đ&#x153;Ń&#x192;Đ´ĐśĐ°Đ˛Đ°ĐźĐ°Ń&#x20AC;Đ¸Ń?: Đ&#x2DC;Đ˝Đ˛ĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Đ°Đź, Đ˛ ĐżĐľŃ&#x20AC;Đ˛Ń&#x192;Ń&#x17D; ĐžŃ&#x2021;ĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń&#x152;, Đ˝ĐľĐžĐąŃ&#x2026;ĐžĐ´Đ¸ĐźĐž ĐˇĐ˝Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152;, Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń Ń&#x201A;Đ°Đ˛ĐťŃ?ĐľŃ&#x201A; Ń ĐžĐąĐžĐš Đ Ń&#x192;Đ°Đ˝Đ´Đ°. Đ?Đ°Đź Đ˝Ń&#x192;ĐśĐ˝Đž Ń Ń&#x201E;ĐžŃ&#x20AC;ĐźĐ¸Ń&#x20AC;ĐžĐ˛Đ°Ń&#x201A;Ń&#x152; Đ¸ĐźĐ¸Đ´Đś, Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž ĐźŃ&#x2039; Đ¸ Đ´ĐľĐťĐ°ĐľĐź Đ˛ Đ ĐžŃ Ń Đ¸Đ¸ Đ˛ ĐżĐžŃ ĐťĐľĐ´Đ˝Đ¸Đľ Đ´Đ˛Đ° ĐłĐžĐ´Đ°. Đ&#x153;Ń&#x2039; Ń&#x2026;ĐžŃ&#x201A;Đ¸Đź, Ń&#x2021;Ń&#x201A;ĐžĐąŃ&#x2039; Đ¸Đ˝Đ˛ĐľŃ Ń&#x201A;ĐžŃ&#x20AC;Ń&#x2039; ĐˇĐ˝Đ°ĐťĐ¸ Đž ĐżŃ&#x20AC;ĐľĐ¸ĐźŃ&#x192;Ń&#x2030;ĐľŃ Ń&#x201A;Đ˛Đ°Ń&#x2026; Đ Ń&#x192;Đ°Đ˝Đ´Ń&#x2039; Đ˛ Ń Ń&#x20AC;Đ°Đ˛Đ˝ĐľĐ˝Đ¸Đ¸ Ń ĐľĐľ Ń ĐžŃ ĐľĐ´Ń?ĐźĐ¸. Đ&#x2019; ĐżĐľŃ&#x20AC;Đ˛Ń&#x192;Ń&#x17D; ĐžŃ&#x2021;ĐľŃ&#x20AC;ĐľĐ´Ń&#x152;, Đ˝Đ°Ń&#x2C6;Đ° Ń Ń&#x201A;Ń&#x20AC;Đ°Đ˝Đ° Ń Đ˛ĐžĐąĐžĐ´Đ˝Đ° ĐžŃ&#x201A; ĐşĐžŃ&#x20AC;Ń&#x20AC;Ń&#x192;ĐżŃ&#x2020;Đ¸Đ¸. Đ&#x2019; Ń?Ń&#x201A;ĐžĐź ĐżĐťĐ°Đ˝Đľ ĐźŃ&#x2039; ĐąĐľŃ ĐşĐžĐźĐżŃ&#x20AC;ĐžĐźĐ¸Ń Ń Đ˝Ń&#x2039;. ĐŃ&#x201A;Đž Ń&#x2026;ĐžŃ&#x20AC;ĐžŃ&#x2C6;Đž Đ´ĐťŃ? ĐąĐ¸ĐˇĐ˝ĐľŃ Đ°, ĐżĐžŃ&#x201A;ĐžĐźŃ&#x192; Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž Đ˛Ń&#x2039; ĐźĐžĐśĐľŃ&#x201A;Đľ ĐżĐžĐ˝Ń?Ń&#x201A;Ń&#x152;, Đ˛Đž Ń&#x2021;Ń&#x201A;Đž Đ˛ĐşĐťĐ°Đ´Ń&#x2039;Đ˛Đ°ĐľŃ&#x201A;Đľ Ń Ń&#x20AC;ĐľĐ´Ń Ń&#x201A;Đ˛Đ°. Đ&#x153;Ń&#x2039; Ń&#x192;ĐźĐľĐľĐź Ń&#x20AC;Đ°Ń ĐżĐžŃ&#x20AC;Ń?ĐśĐ°Ń&#x201A;Ń&#x152;Ń Ń? Đ˛Ń&#x20AC;ĐľĐźĐľĐ˝ĐľĐź. Đ&#x2019;Ń&#x2039; ĐźĐžĐśĐľŃ&#x201A;Đľ

!"#"$%&'$"%(")*+,

#3-4 March-April 2016

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

RUSSIAN INVESTMENT OPPORTUNITIES

открыть компанию в Руанде за один день. В прошлом на это мог уйти месяц. Можно зарегистрировать проект менее чем за шесть месяцев. Из России крупные авиакомпании летают в Кигали (столица Руанды) через арабские страны и через Амстердам: KLM, Катар, Emirates, Etihad и другие. Наши дороги сравнимы с дорогами других стран восточной Африки. Наша банковская система является лучшей в Восточной Африке. Если я хочу перевести деньги своей матери и делаю это в полдень, она получает их в 3 часа дня. Если я хочу оплатить мой домашний счет за электричество, я могу это сделать отсюда через банк.

НГЕ: С какими странами сотрудничает Руанда в настоящее время? Посол Муджавамария: Мы работаем с государствами-членами ВАС и такими странами как США, Великобританией, Индией, Китаем, Кенией, Бельгией, арабскими странами, в том числе Катаром, Эмиратами, Нигерией, Сенегалом и другими. В то время как у нас нет никаких проектов с участием российского правительства, у нас есть три проекта по разведке месторождений нефти и золота с частной российской компанией, которая ведет разведку в Руанде и Кении. Крупной компании из России мы могли бы предложить добывать углеводороды и продавать энергию правительству Руанды. Правительство Руанды предоставляет лицензии и разрешения. Для поставщиков оборудования в Руанду нет налога на импорт, также существуют налоговые каникулы на эксплуатации ресурсов. Инвестор производит энергию, продает ее правительству Руанды через электрическую сеть, а правительство возвращает средства инвесторам. First of all we are a corruption free country. We have zero tolerance. This is good for business because you can understand what you invest in. We are very good with time management. You can open your company in Rwanda in one day. In the past it has taken up to a month. You can register your project in less than six hours! Between Rwanda and Russia, major airlines fly into Kigali (the capital of Rwanda) through Arab countries and through Amsterdam: KLM, Qatar, Emirates, Etihad and others. Our roads compare to other east African countries. Our banking system is the best in East Africa. If I want to transfer money to my mother and I do it at noon, she gets the money at 3 p.m. If I want to pay my electricity bill back home, I can do it from here through the bank.

НГЕ: Пострадала ли Руанда от введения западных санкций против России? Посол Муджавамария: Мы не можем игнорировать тот факт, что имеет место глобальный финансовый кризис. В России есть частная собственность, и некоторые из частных лиц взяли кредиты в различных международных банках, и теперь они должны заплатить в долларах США или евро. Вследствие недостатка инвестиционного капитала заморожен ряд проектов. Так получилось и с проектом, по которому мы вели переговоры об экспорте руандийского кофе в Россию и импорте российского удобрения в Руанду. У российского инвестора в настоящее время нет денежных средств.

Operational / Действующие Solar power station Солнечная электростанция

Community Расположение

Fuel type Тип топлива

Capacity (MW) Мощность (МВт)

Year completed Год завершения

Name of Owner Владелец

Ngoma Solar Power Station

Kibungo, Ngoma District

Solar / Энергия солнца

2.4

2011

Government of Rwanda

Rwamagana Solar Power Station

Agahozo, Rwamagana District

Solar / Энергия солнца

8.5

2015

Scatec Solar Company & Gigawatt Global Cooperatief[1]

Proposed / Планируемые

● ●

Solar power station Солнечная электростанция

Community Расположение

Fuel type Тип топлива

Capacity (MW) Мощность (МВт)

Year completed Год завершения

Name of Owner Владелец

Kayonza Solar Power Station

Rwinkwavu Kayonza District

Solar / Энергия солнца

2020

Government of Rwanda

Solar Power Stations in Rwanda Солнечные электростанции Руанды

SOURCE: WIKIPEDIA / ИСТОЧНИК: ВИКИПЕДИЯ

Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

Ambassador Mujawamariya: We work with EAC member states, and investors from countries includng the U.S., UK, India, China, Kenya, Belgium, Arab countries including Qatar, the Emirates, Nigeria, Senegal and others. While we have no projects involving the Russian government, we have three oil exploration and gold exploration projects with a private Russian entity that explores in Rwanda and Kenya. What we need is for a large Russian company to come in, extract hydrocarbons and sell the energy back to the government of Rwanda. The Rwanda government grants licenses and permits. If it is necessary to export equipment to Rwanda, there is no import tax, and there is a three-year tax holiday on exploitation of resources. The investor produce energy, sells the energy to the Rwandan government through the electricity grid and the government pays the investor back. OGE: Have western sanctions against Russia affected Rwanda?

Ambassador Mujawamariya: We cannot ignore the fact that there is a global financial crisis. Russians are private people and because some of those private people have taken loans from different international banks that they now have to pay back in U.S. dollars or euros, they lack investment capital and so have stopped other projects. That’s what happened to a project we were negotiating to export Rwandan coffee to Russia and import Russian fertilizer to Rwanda. The Russian investor now has no cash.

PHOTO: PYOTR DEGTYAREV / ФОТО: ПЕТР ДЕГТЯРЕВ

OGE: With which countries does Rwanda currently partner?

ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ

● ●

"We are a corruption free country. We have zero tolerance." «Наша страна свободна от коррупции. В этом плане мы бескомпромиссны». НГЕ: Каким в Руанде видят баланс между ископаемым топливом и возобновляемыми источниками энергии в ее энергетическом будущем? Посол Муджавамария: Местные руандийские компании используют энергию солнца, также есть компания из Израиля, которая работает в восточной части страны. При оценке стоимости производства энергии из различных

ОПТИМАЛЬНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ДЛЯ МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ Оптимизируйте фильтрующую способность r ɵʠʡʝʚʓʟʭʛ ʔʑʙ ʣ ʟʗʦʤʗʠʩʚʣʤʚʤʗʝʮʟʭʧ ʙʑʓʠʖʠʓ r ɪʑʫʚʤʑ ʜʑʤʑʝʚʙʑʤʠʢʠʓ r ɢʞʚʟʠʓʑʱ ʠʩʚʣʤʜʑ ʔʑʙʑ r ɪʑʫʚʤʑ ʜʠʞʡʢʗʣʣʠʢʑ r ɪʑʫʚʤʑ ʔʠʤʠʓʠʔʠ ʡʢʠʖʥʜʤʑ r ɢʒʣʠʢʒʨʚʠʟʟʑʱ ʠʣʥʪʜʑ ʔʝʚʜʠʝʗʞ

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

RUSSIAN INVESTMENT OPPORTUNITIES

#3-4 March-April 2016

PHOTO / ФОТО: GIGAWATTGLOBAL.COM

OGE: How does Rwanda see the balance between fossil fuels and renewables to its energy future? Ambassador Mujawamariya: Local Rwandan companies operate solar, and we have a company from Israel that is involved in the eastern part of the country. When you estimate the cost of producing energy from different sources that contribute to the national grid, solar is the cheapest: 1 megawatt costs $2.8 million while methane costs $3.8 million, and hydro power is the most expensive at $4 million per 1 megawatt. We have many rivers and water falls and we have different projects with other countries: one with Tanzania (the Rusumo waterfall); another with CEPGL members (the DRC (Democratic Republic of Congo) and Burundi), and another with Kenya and Uganda (northern corridore infrastructure initiatives.) We are involved in producing geothermal energy also, but so far our biggest energy resource is hydropower. Rwanda is a landlocked country, but we hugely landlinked and are part of an economic community with sea access. We need to exploit that opportunity. So we have a project with Kenya to build a pipeline from the port of Mombasa in Kenya to Kigali in Rwanda. This is under study right now. We also are looking at a pipeline project from Tanzania’s port of Dar es Salaam as well. Both would give Rwanda access to the Indian Ocean. OGE: What about rail transport? Ambassador Mujawamariya: Rwanda has no railway now but we have projects. This is why we are approaching Russian Railways (RZD). The idea would be to construct a connection to Kigali from the railway Dar es Salaam-Isaka in Tanzania that was built in colonial times. The African Bank would finance it, but we need to get financing from each country as well. Another project would connect Rwanda through Uganda to Kenya and the Indian Ocean – Kigali, Kampala, Nairobi, Mombasa. We also have an urgent need to develop our public transport. I know Russia to be a country that has a very well developed public transport system. We need a company to organize the system (trains and buses) and and we need to buy buses. Russia can sell us their buses. We will buy them and improve our public transport system. Although, we are very much ahead of our neighbors, we don't want to settle for what we have, we want to strive for what we can be.

источников, которые вносят свой вклад в национальную сеть, солнечная является самой дешевой: 1 мегаватт стоит $ 2,8 млн, в то время как метан стоит $ 3,8 млн, а гидроэнергия является самым дорогой, обходясь в $ 4 млн за 1 МВт. У нас есть много рек и водопадов и различные проекты с другими странами: один с Танзанией (на водопаде Русумо); другой со странами CEPGL, ДРК (Демократическая Республика Конго) и Бурунди, а также с Кенией и Угандой по инициативам инфраструктуры северного корридора. Мы также участвуем в производстве геотермальной энергии, но до сих пор нашим самым большим энергетическим ресурсом является гидроэнергия. Руанда не имеет выхода к морю, но мы являемся частью восточноафриканского экономического сообщества, которое имеет выход к морю и должны использовать эту возможность. Таким образом, у нас есть проект с Кенией по строительству трубопровода от порта Момбаса в Кении в Кигали в Руанде. Прямо сейчас это находится в стадии изучения. Мы также рассматриваем проект трубопровода из порта Танзании Дар-эс-Салам. Оба дали бы Руанде доступ к Индийскому океану.

НГЕ: А как насчет железнодорожного транспорта? Посол Муджавамария: В настоящее время Руанда не имеет железной дороги, но есть планы по её строительству. Именно поэтому мы решили сотрудничать с Российскими железными дорогами (РЖД). Идея заключается в том, чтобы построить сообщение с Кигали от железной дороги в Танзании Дар-эс-Салам-Исака, построенной в колониальные времена. Финансировать будет африканский банк, но финансирование должно быть также получено и от каждой страны. Другой проект соединит Руанду через Уганду с Кенией и Индийским океаном – Кигали, Кампалой, Найроби, Момбасой. У нас также есть острая необходимость в развитии общественного транспорта. Я знаю, что Россия является страной с хорошо развитой системой общественного транспорта. Нам нужна компания, чтобы организовать систему, для которой нужно создать современную инфраструктуру (автобусы, поезда,...). Россия могла бы помочь. Это взаимовыгодная ситуация. Россия продавала бы свое оборудование, а мы покупали бы его, совершенствуя нашу систему общественного транспорта. Несмотря на то, что мы значителльно опережаем соседей по региону, мы не хотим останавливаться на достигнутом! Oil&GasEURASIA

ENHANCED OIL RECOVERY

Stimulating Production Gazprom Neft Develops Enhanced Oil Recovery Methods and Well Stimulation Technologies

Управляемый приток «Газпром нефть» разрабатывает технологии ПНП и интенсификации притока

PHOTO: ALEXANDER TARAN / ФОТО: АЛЕКСАНДР ТАРАН

Sofia Zorina

София Зорина

he use of enhanced oil recovery methods and well stimulation technologies is a necessary condition for extending life of mature assets and profitable development of new low-productive reservoirs. Gazprom Neft today puts out considerable efforts to find and develop such technologies. The general strategy of Gazprom Neft technology development in hydrocarbons exploration and production contains nine blocks, covering a wide range of technology areas from exploration to development of unconventional reserves and deposits in under-gas-cap zones. Work on each of the areas is already underway, but some of them are in the spotlight at a particular stage of the company’s existence. Today it’s time to think about the future of Gazprom Neft’s mature assets and cost-effective involvement in the production of reservoirs, previously considered unattractive for industrial development. In order to achieve positive results in this field, it is necessary to face a number of challenges related to enhanced oil recovery and well stimulation.

рименение технологий, позволяющих повысить нефтеотдачу и интенсифицировать приток, – необходимое условие продления жизни зрелым активам и рентабельного вовлечения в разработку новых низкопродуктивных коллекторов. Для поиска и создания таких технологий «Газпром нефть» сегодня прилагает значительные усилия. Общая стратегия технологического развития «Газпром нефти» в разведке и добыче углеводородов содержит девять блоков, охватывающих самые разные направления, – от технологий геологоразведки до разработки нетрадиционных запасов и подгазовых залежей. Работа по каждому из направлений уже ведется, но некоторые из них приобретают первостепенное значение на том или ином этапе существования компании. Сегодня пришло время задуматься о будущем зрелых активов «Газпром нефти» и экономически выгодном вовлечении в добычу коллекторов, ранее считавшихся неинтересными для промышленной разработки. Чтобы добиться положительных результатов на этом поприще, необходимо ответить на целый ряд вызовов, связанных с повышением нефтеотдачи и интенсификацией притока.

Geologic Basement The task to extract as much oil as possible is traditionally solved by a variety of methods of additional stimulation whether it’s normal flooding, fracturing or tertiary fluid displacement methods. All of these methods are used at Gazprom Neft in one form or another. The only question is that their use can not be considered completely effective: experience shows

Геологический фундамент Задача извлечения как можно большего количества нефти традиционно решается с помощью разнообразных способов дополнительного воздействия на пласт, — будь то обычное заводнение, гидроразрыв пласта или третичные методы вытеснения флюида. Все эти способы в том или ином виде применяются в «Газпром нефти». Вопрос Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

that the possibility of enhanced oil recovery is not exhausted completely. And an important step towards its implementation is the development of new technologies to revise geological model and current reservoir conditions, allowing both to locate the remaining unrecovered reserves, and to deal with the low-productivity undeveloped reservoirs structure. First of all work on reservoir characterization allows to eliminate errors during future formation drilling. It is clear that reservoir characterization prior to the beginning of its development is not know-how. This work has been carried out starting from the beginning of the twentieth century, and in digital form – since the introduction of computers. But the capabilities of modern computers provide far more efficient use of the available geological information and much more accurate modeling of multilayer fields, combining and analyzing the most disaggregated data. The end result of technological research in this area should be a software product that provides the most accurate geological models of multilayer fields and calculates various reservoir characteristics, affecting their subsequent development. «When we are talking about geological modeling, you need to understand that today we are dealing with completely different reservoirs, explains Head of the Department of new geology and field development technologies of Gazpromneft NTC (Gazprom Neft R&D Center) Andrei Yakovlev. “In practice that means that the software (usually the foreign one), which we use for simple conventional reservoir modeling is often irrelevant for low productive reservoirs of complex structures. So, you need to develop

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ лишь в том, что их использование нельзя считать абсолютно эффективным: как показывает опыт, возможности повышения нефтеотдачи исчерпаны далеко не полностью. И важный шаг к их реализации – освоение новых технологий уточнения геологического строения и текущего состояния пласта, позволяющих как локализовать остаточные неизвлеченные запасы, так и разобраться с устройством неразработанных низкопродуктивных коллекторов. В первую очередь работа по уточнению геологии пласта позволяет избежать ошибок при дальнейшем его вскрытии. Понятно, что построение геологической модели коллектора до начала его разработки, – не ноу-хау. Такая работа ведется с начала ХХ века, а в цифровом виде – с момента появления ЭВМ. Но возможности современных компьютеров позволяют гораздо эффективнее использовать имеющуюся геологическую информацию и строить намного более точные модели, объединяя и анализируя самые разрозненные данные. Конечным итогом технологического поиска в этом направлении должен стать программный продукт, позволяющий строить максимально точные геологические модели многопластовых месторождений и вычислять различные характеристики пластов, влияющие на их последующую разработку. «Когда мы говорим о геологическом моделировании, нужно понимать, что сегодня мы имеем дело с совершенного другими коллекторами, — объясняет начальник департамента новых технологий в геологии и разработке «Газпромнефть НТЦ» Андрей Яковлев. – На практике это означает, что ПО (как правило, иностранное), которое мы применяем для моделирования простых традиционных коллекторов часто нерелевантно для сложнопостроенных низкопродуктивных коллекторов.

The development of new technologies to revise geological model and current reservoir conditions is an important step towards the use of possibilities of enhanced oil recovery. ● Важный шаг к реализации возможностей повышения нефтеотдачи – освоение новых технологий уточнения геологического строения и текущего состояния пласта. ●

PHOTO: ALEXANDER TARAN / ФОТО: АЛЕКСАНДР ТАРАН

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#3-4 March-April 2016

ENHANCED OIL RECOVERY

Bilinchuk Alexander, Head of the Department of geology and development, Gazprom Neft In 2015 we approved a long-term program aimed at enhanced oil recovery and stimulation within the technological strategy of exploration and production unit. Its implementation will allow Gazprom Neft to produce in addition 62 million tons of oil by 2025. The main tasks that we have to solve is control of base production decline rates, decrease of produced water volume by improving the efficiency of reservoir pressure maintenance systems (RPMS) and improving development systems. There is also a goal to raise investment efficiency, including by means of the development of high-tech wells drilling development and replication of technologies with reduced costs in the long term to come close to the next stage of technological strategy, the development of under-gas-cap zones deposits and carbonate and fractured reservoirs of hard-to-recover reserves.

Александр Билинчук, начальник департамента геологии и разработки «Газпром нефти»: В 2015 году в рамках технологической стратегии блока разведки и добычи мы утвердили долгосрочную программу, направленную на повышение нефтеотдачи и интенсификацию притока. Ее реализация позволит «Газпром нефти» дополнительно добыть 62 млн т нефти к 2025 году. Основные задачи, которые нам предстоит решить, – это управление снижением темпов падения базовой добычи, сокращение объема попутно добываемой воды за счет повышения эффективности систем поддержания пластового давления (ППД) и усовершенствования систем разработки. Также задача стоит в повышении инвестиционной эффективности, в том числе через освоение технологии бурения высокотехнологичных скважин и тиражирования технологий со снижением затрат,чтобы в перспективе вплотную подойти к реализации следующих этапов технологической стратегии – разработке подгазовых залежей и карбонатных и трещиноватых коллекторов трудноизвлекаемых запасов.

the domestic software products from a present-day perspective, with the full understanding of what methodological limitations are included in the software", he adds. The problem of determining geological formation structure is closely linked to related issues: vizualization of geological structure, taking into account the development data and localization of remaining reserves. The latter is particularly challenging for multilayer mature fields. Because of the complexity of such deposits, their depletion is usually about 60% at ultra-high water content, sometimes reaching 96%. The task of geologists and developers here is to determine water-free oil zones and effectively manage their development system. At the same time as a result of the implementation of technology strategy it is expected to create a comprehensive approach to the localization of remaining oil in place, including the optimal research program to evaluate the distribution of production / injection by layers, formation energy and the technical condition of existing wells, using the experience of multilayer deposits development at analog fields.

А значит, нужно разрабатывать отечественные программные продукты с учетом наших сегодняшних задач, с полным пониманием того, какие методологические ограничения в это ПО заложены». Задача определения геологического строения пласта тесно связана со смежными проблемами: воспроизведением геологического строения с учетом данных разработки и локализацией остаточных запасов. Последнее как нельзя более актуально для зрелых месторождений с многопластовыми залежами. В силу сложности строения таких месторождений, их выработанность, как правило, составляет около 60% при сверхвысокой обводненности, достигающей порой 96%. Задача геологов и разработчиков здесь – определить зоны необводненных запасов и эффективно управлять системой их разработки. При этом в результате реализации технологической стратегии предполагается создание комплексного подхода к локализации остаточных запасов, включающего в себя оптимальную программу исследований для оценки распределения добычи/закачки по пластам, пластовой энергии и технического состояния имеющихся скважин, использование опыта разработки многопластовых залежей на месторождениях-аналогах. Обширная геологическая составляющая должна стать основой для создания технологий, непосредственно способствующих увеличению коэффициента нефтеотдачи на месторождениях «Газпром нефти».

Продуктивный момент Главная задача любой нефтяной компании, как коммерческой структуры, — добыть как можно больше нефти с наименьшими затратами. Тем не менее работа в рамках этой формулы не так проста, как кажется: сегодняшняя спешка завтра может обернуться резким падением дебитов, обводнением скважин и, как результат, дополнительными капитальными затратами на увеличение их продуктивности. Собственно, такая картина типична для зрелых месторождений — отчасти из-за несовершенства технологий, применявшихся для их разработки на начальной стадии, отчасти из-за особенностей советского хозяйствования. Поэтому одна из целей программы технологического развития – повысить эффективность разработки низкопродуктивных коллекторов, одновременно продлевая жизнь заслуженным месторождениям, осваивая остаточные и новые трудноизвлекаемые запасы и снижая удельную стоимость извлечения нефти. Существует множество факторов, влияющих на дебит скважины. Сюда можно отнести и пластовые условия, и состояние призабойной зоны, и наличие или отсутствие дополнительных стимулирующих мер. Только достаточно достоверно представляя себе картину того, что происходит в пласте на всех этапах добычи, можно рассчитывать на контролируемое и бережливое увеличение дебитов. А потому одна из важнейших задач техстратегии – внедрение исследований скважин как постоянного инструмента эксплуатации. «Газпром нефть» – компания, где высокотехнологичное бурение стало нормой. У нас есть сотни сложных скважин, но нет полной уверенности в реализации их технологического потенциала, – констатирует Андрей Яковлев. – Сегодня нам недостает промысловой информации о тех технологиях, которые мы применяем». Ярчайший пример – гидроразрыв пласта. Сама технология успешно используется как на наклонно-направленных, так и на горизонтальных скважинах – в многостадийном варианте. Но Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ

ИНФОГРАФИКА: АННА СИМОНОВА / INFOGRAPHIC: ANNA SIMONOVA

Extensive geological component should become the basis for technologies development that contributes directly to enhanced oil recovery at Gazprom Neft fields.

Time to Produce The main objective of any oil company as a commercial entity is to produce as much oil possible at the lowest cost. Nevertheless, the work within the framework of this formula is not as simple as it seems: the rush today can turn into a dramatic well decline tomorrow, watering flooding and as a result, the additional capital costs to increase wells productivity. Actually, such a picture is typical for mature fields, partly because of the imperfection of technologies used for their development at an early stage, partly due to the nature of Soviet times’ type management. Therefore, one of the goals of the technology development program is to increase the efficiency of low proНефть и ГазЕВРАЗИЯ

время экспериментальных гидроразрывов проходит – по мере того, как ГРП становится технологией массового применения на низкопродуктивных коллекторах, появляется насущная необходимость четко представлять себе границы, условия и предпосылки для ее оптимизации. Сейчас при планировании гидроразрыва и дальнейшей системы разработки учитывается гидродинамическая модель пласта до и после проведения ГРП: пластовое давление, обводненность, показатели добычи, коэффициент охвата и тп. Но есть еще и геомеханическая составляющая, которая также меняется при проведении гидроразрыва и которую нужно принимать во внимание. Как будут ориентированы трещины в пласте после разрыва? Какой будет геометрия и проводимость трещин и какова их динамика во времени? Ответить на эти вопросы невозможно без соответствующих исследований скважин. Их проведение и обработка полученной информации позволит специалистам «Газпром нефти» работать над определением условий инициации и направления разви-

#3-4 March-April 2016

ENHANCED OIL RECOVERY

ductive reservoirs development, while extending the producing life of mature fields, developing remaining and new hard-to-recover reserves and reducing the unit cost of oil extraction. There are many factors that effect production rate. Among them are reservoir conditions, bottomhole area conditions, and the presence or absence of additional expansionary measures. Only with a true and fair view of what is happening in the reservoir at all stages of production, one can count on a controlled and lean production rates increase. That is why one of the most important tasks of technology strategy is introduction of well testing as a permanent operation tool. “High-tech drilling has become common practice at Gazprom Neft. We have hundreds of complex wells, but there is no certainty in the use of their technological capabilities, says Andrey Yakovlev. Today, we lack field information on the technologies that we use". The clearest example is hydraulic fracturing. The technology itself has been used successfully on directional and horizontal wells in its multistage version. But time of experimental fractures passes. As long as hydraulic fracturing becomes a mass application technology for low- productivity reservoirs, there is an urgent need to be clear about the boundaries, conditions and prerequisites for its optimization. Now in the planning of hydraulic fracturing and further development system, hydrodynamic model of the reservoir before and after hydraulic fracturing is taken into account: reservoir pressure, water cut, production figures, sweeping efficiency, etc. But there is also a geomechanical component, which also changes during fracturing and which must also be taken into account. How will the fractures be oriented in the formation after fracturing? What will be fractures geometry and conductivity and their temporal dynamics? It is impossible to answer these questions without appropriate well testing. Their execution and processing of the obtained information will allow Gazprom Neft specialists to work on defining the conditions for fractures initiation and growth direction, increasing the efficiency of the operation with the assessment of economy and changing properties of fracturing fluid, proppant and formation geomechanics. At the same time one of the most important tasks is the creation of domestic hydraulic fracturing simulator as part of import substitution program. Specialists of oil

тия трещин ГРП, повышением эффективности операции с оценкой экономики и учетом меняющихся свойств жидкости ГРП, проппанта и геомеханики пласта. При этом одной из важнейших задач остается создание отечественного симулятора ГРП в рамках программы импортозамещения. Специалисты компании модерируют процесс написания такого ПО на уровне государственных институтов.

Dmitry Kolupaev, Chief Geologist, Gazpromneft-Khantos

Дмитрий Колупаев, главный геолог «Газпромнефть-Хантоса»:

Gazpromneft-Khantos is actively involved in the implementation of the company technology strategy. Appropriate measures will allow to increase the enterprise cumulative production by 55 million tons. Our technological tasks for the near future are the effective control of producing wells potential and the selection of optimum displacement agent for RPMS as a basic tool for well stimulation and enhanced oil recovery. To solve the first problem an optimal set of surveys of horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing is already under development. Such research will enable to detect the causes of failure of the planned productivity of wells, and their elimination, according to our estimates, will increase the efficiency of high-tech wells by 50%.

«Газпромнефть-Хантос» активно участвует в реализации технологической стратегии компании. Соответствующие мероприятия позволят увеличить накопленную добычу на предприятии на 55 млн т. Наши технологические задачи на ближайшее будущее: эффективное управление потенциалом добывающих скважин сложного заканчивания и выбор оптимального агента вытеснения для системы ППД как основного инструмента интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи. Для решения первой задачи уже разрабатывается оптимальный комплекс исследований на горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта. Такие исследования позволят обнаруживать причины недостижения запланированной продуктивности скважин, а их устранение, по нашим оценкам, приведет к увеличению эффективности высокотехнологичных скважин на 50%.

Остатки в запасе Говоря о повышении нефтеотдачи, нельзя отдельно не остановиться на таком традиционном способе интенсификации добычи, как заводнение. Отлично работающий на начальной стадии освоения залежи, этот метод зачастую оказывается неэффективен для выработки остаточных запасов. В то же время он остается недорогим и доступным, поэтому одна из задач технологической стратегии – научиться управлять заводнением, превратив его в совершенную технологию интенсификации на любом этапе жизни месторождения. Основные причины, почему с определенного момента применение заводенения не обеспечивает рентабельную разработку месторождения, – изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта, пластовой энергии, технического состояния скважин по мере эксплуатации залежи. Словом, всего того, что учитывается при построении системы разработки месторождения, при этом состояние пласта меняется, а система остается прежней. Ситуация еще больше усложняется, когда речь заходит о многопластовых месторождениях, где неосторожное заводнение на одном пласте может привести к обводнению другого или вовсе заблокировать его. «Чтобы эффективно управлять заводнением, необходимо постоянно работать с фондом скважин, – поясняет Андрей Яковлев. – Такая работа должна идти по трем направлениям: исследования скважин, поиск оптимальных режимов работы для добывающего и нагнетательного фонда, и, наконец, изучение связи „пласт-скважинаповерхность“, то есть определение того, соответствует ли погружное оборудование и поверхностная инфраструктура на месторождениях текущим возможностям и потребностям разработки». В результате реализации техстратегии в части увеличения выработки остаточных запасов с помощью заводенения должна появиться система автоматизированного формирования рекомендаций по управлению разработкой

Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

producing companies moderate process of writing such software on the level of state institutions.

Remaining Reserves Speaking of enhanced oil recovery, it is impossible not to take into account such conventional stimulation method as waterflooding. Excellently working on the initial stage of deposit development, this method is often inefficient to produce the remaining reserves. At the same time it remains inexpensive and reasonable, so one of the tasks of technology strategy is to learn how to control flooding, turning it into perfect stimulation technology at any stage of field life. The main reasons why at a certain point waterflooding application does not provide a cost-effective field development, is the change of reservoir formation properties, formation energy, wells technical conditions during reservoir life. In short, all that is taken into account during the construction of field development system, thus the state of the reservoir changes, and the system remains the same. The situation is even more complicated when it comes to multilayer fields, where careless flooding on one formation may lead to flooding of another one or even block it. «To control flooding effectively, you must constantly work with well stock, says Andrey Yakovlev. This work must go in three directions: well testing, search for optimal operating conditions for production and injection well stock, and, finally, studies

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ месторождений, находящихся на грани рентабельности. Такая система позволит снизить затраты на непроизводительную закачку/добычу, исключить потери от опережающего обводнения, эффективно задействовать наземную инфраструктуру и своевременно манипулировать фондом добывающих и нагнетательных скважин.

Секреты вытеснения Если заводнение как метод интенсификации притока применяется давно и повсеместно, то по части использования более сложных технологий увеличения нефтеотдачи отечественная нефтяная отрасль пока отстает от ведущих иностранных компаний. Существует немало так называемых третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУНов), активно разрабатываемых и с успехом применяющихся в США, Китае, на Ближнем Востоке. Все эти технологии позволяют увеличивать охват дренируемой области залежи и способствуют более качественному вытеснению нефти из пласта. Их применение обходится довольно дорого и имеет свои сложности и ограничения, но позволяет увеличить КИН на 5-20%: для примера, средний мировой КИН при вытеснении нефти обычным заводнением составляет всего 35%. Сегодня в «Газпром нефти» поиск и разработка третичных МУНов включены в технологическую стратегию и стали одним из вызовов программы по повышению нефтеотдачи и интенсификации притока. Из всего разнообразия существующих технологий ставка в компании, в первую очередь, делается на газовые и химические МУН. В случае

#3-4 March-April 2016

ENHANCED OIL RECOVERY of «formation-borehole-to-surface» communication, that is, determining whether the submersible equipment and surface infrastructure at the fields match current capabilities and development needs». As a result of technology strategy implementation in terms of increasing the development of remaining reserves with the use of waterflooding there should be a system of automated formation of recommendations on management of field development on the verge of operating profitability. Such a system will reduce costs for non-productive injection/extraction, exclude losses from the advance flooding, effectively use the ground infrastructure and manage production and injection wells stock in a timely manner.

If flooding has long been widely used as the stimulation method, then in the part of the use of more sophisticated enhanced recovery technologies domestic oil industry is behind the leading foreign companies. There are many so-called tertiary methods of enhanced oil recovery (EOR methods), that has been actively developed and successfully used in the United States, China and the Middle East. All of these technologies provide increase of the coverage of deposits drained area and contribute to a better oil displacement from the reservoir. Their use is relatively expensive and has its difficulties and limitations, but allows you to increase the recovery factor by 5-20%: for example, the average global recovery factor when oil is displaced by conventional flooding amounts to only 35%. Today at Gazprom Neft search and development of tertiary EOR methods is included in the technology strategy and have become one of the challenges for enhanced oil recovery and well stimulation program. From all the variety of existing technologies the company’s bid in the first place is on gas and chemical EOR. In the case of gas this is miscible displacement: gas is injected into the formation, dissolves in oil, reducing its viscosity and increasing the volume, and thus «pops» of oil from the pore space. Carbon dioxide, CO2 along with hydrocarbon gases can be used as the agent. This technology can bring a double benefit: increases oil recovery and promotes the utilization of associated petroleum gas. Currently Gazprom Neft estimates the global experience of gas EOR application, calculates the economic component of the company’s assets. Another variant of tertiary methods – chemical flooding – is already familiar to Gazprom Neft experts. The project for the implementation of an alkaline-surfactant-polymer flooding at Salym Petroleum Development JV has become a pilot in the use of chemical EOR methods. For several years work was conducted on Salym on the technology run and construction of the necessary infrastructure. In March this year the technology has been put into trial operation. Meanwhile the company continues search for new chemicals as a part of its technology strategy. The challenge is to reduce the cost and simplify the technology of chemical flooding, making it more versatile and affordable. Implementation of the enhanced oil recovery program stipulates the creation of new formulas for the surfactant-flooding and surfactant-polymer flooding, jointly with Russian research and technology companies and foreign partners.

PHOTO: ALEXANDER TARAN / ФОТО: АЛЕКСАНДР ТАРАН

Managing Oil Displacement

●

The project for the implementation of an alkaline-surfactant-polymer flooding at Salym Petroleum Development JV has become a pilot in the use of chemical EOR methods in Gazprom Neft. ● Проект внедрения щелочно-ПАВ-полимерного заводнения на СПД стал пилотным в области применения химических МУНов «Газпром нефтью» с газом речь идет о смешивающемся вытеснении: газ закачивается в пласт, растворяется в нефти, снижая ее вязкость и увеличивая объем, и тем самым «выталкивает» нефть из порового пространства. В качестве агента может использоваться как углекислый газ, СО2, так и углеводородные газы. Такая технология может приносить двойную пользу: увеличивать КИН и способствовать утилизации попутного нефтяного газа. В настоящее время в «Газпром нефти» оценивается мировой опыт применения газовых МУНов, просчитывается экономическая составляющая для активов компании. Другой вариант третичных методов – химическое заводнение – уже хорошо знаком специалистам «Газпром нефти». Проект по внедрению щелочно-ПАВ-полимерного заводнения на совместном предприятии компании «Салым Петролиум Девелопмент» стал пилотным в области применения химических МУНов. Несколько лет на Салыме шла работа по обкатке технологии и строительству необходимой инфраструктуры. В марте этого года технология была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию. Между тем в рамках технологической стратегии продолжается поиск новой «химии». Задача – удешевить и упростить технологию химического заводнения, сделав ее более универсальной и доступной. Реализация программы по повышению нефтеотдачи предусматривает создание новых формул для ПАВ-заводнения и ПАВ-полимерного заводнения совместно с российскими научно-техническими компаниями и иностранными партнерами. Oil&GasEURASIA

Intermediate-density ceramic proppant

CARBOPROP 18/25 1,000 to 710 μm

Многие заказчики вынуждены выбирать между фракцией 20/40 и более крупной фракцией, чем 18/25. Фракция 20/40 используется для создания и набивки дальней части трещины. Однако пропантная пачка, сформированная с применением 20/40, получается очень плотной, с меньшим поровым пространством, т.к. размер частиц этой фракции варьируется в широких пределах (от 0.42 до 0.84 мм) и самые маленькие частички вдвое меньше самых больших, занимая пространство вокруг крупных. Фракция 18/25 состоит из частичек 0.707 – 1мм, т.е. разница в размерах составляет всего 30%. Фракция 18/25 отличается не только большим размером частичек, но и более плотным рассевом, что положительно влияет на размер порового пространства и позволяет увеличить расход углеводов в пропантной пачке. carboceramic.ru/carboprop1825

Standard 20/40 850 to 425 μm

MULTIZONE FRACTURING

Using Both Produced and Flowback Water in Fracturing Operations with a Novel Guar-Based System

Эффективность применения пластовой и отработанной воды при выполнении ГРП с использованием новейшей жидкости на основе гуара Branden Ruyle, Weatherford

Бренден Руль, Weatherford

ach multizone fracturing operation requires up to 8 million gallons of water, depending on the number of stages. As these operations become more common, water availability is increasingly a challenge for operators, regulatory bodies, and environmental organizations. Fresh water is a finite resource, and water conservation is a major environmental issue in many areas of the world. If an adequate supply of fresh water is not available, water must be trucked in. Because fracturing sites are often very remote, transportation represents a significant logistical cost. After each job, the operator must safely and compliantly dispose of flowback and/or produced water, thereby incurring additional logistical costs related to the trucking out and treatment of wastewater. These processes are repeated for every well, which compounds the costs. Therefore, if the produced or flowback water could be reused in subsequent wells, operators would realize significant savings. The same water could be used for each well on a pad, which would reduce fresh water usage, overall costs, and environmental effects. Produced water has always been available for use as a fracturing fluid, but has been largely overlooked because of challenges related to logistics, the need for filtration, well

ля каждого многостадийного ГРП в зависимости от количества стадий требуется до 8 млн галлонов воды. Поскольку метод становится все более распространенным, перед добывающими компаниями, контролирующими органами и природоохранными организациями все острее встает вопрос обеспечения водой. Пресная вода является невозобновляемым ресурсом, и ее охрана и рациональное использование – одна из основных экологических задач, решаемых во многих регионах планеты. При отсутствии достаточных запасов пресную воду приходится доставлять в цистернах. Поскольку ГРП зачастую проводится на удаленных объектах, то транспортировка воды часто осложняется логистическими издержками. После каждого ГРП добывающая компания обязана безопасными и соответствующими нормативам методами утилизировать отработанную и пластовую воду, что, в свою очередь, ведет к дополнительным затратам на вывоз и очистку сточных вод. Эти процессы повторяются на каждой скважине, что в разы увеличивает затраты. Поэтому возможность повторного использования отработанной и пластовой воды привела бы к существенной экономии расходов добывающих компаний. В этом случае одну и ту же воду можно было бы использовать на всех скважинах куста, что позволило бы сократить расход

AUTHOR’S BIO / БИОГРАФИЯ АВТОРА Branden Ruyle, global product line champion – Water Technology at Weatherford. Branden has 11 years of experience in the oil and gas industry. Most recently he has been involved in leading the development and technical success of produced water compatible fracturing fluids and bacteria mitigation solutions. He also serves as Weatherford’s technical advisor for water management in developing methods to use recycled water in fracturing applications. Ruyle frequently authors technical publications and presents on topics of water management and advanced fluid technology at industry conferences. He most recently presented “Achieving Greater Operational Savings through Produced Water Reclamation” serving on DUG Permian’s 2015 Technical Panel. Ruyle holds a B.S. degree in engineering and is a member of SPE and Produced Water Society. Бренден Руль – координатор глобального подразделения «Обработка воды и жидкостные технологии» в компании Weatherford. Он работает в нефтегазовой отрасли 11 лет. Последнее время Бренден возглавляет проект по разработке жидкостей ГРП, совместимых с пластовой водой, и решений для борьбы с бактериями. Кроме того, он является техническим консультантом по вопросам рационального использования воды при разработке методов применения отработанной воды для ГРП. Руль – автор многочисленных публикаций и статей, он частый гость и докладчик на отраслевых мероприятиях, посвященных методам рационального управления водными ресурсами и инновационным жидкостным технологиям. Недавно он выступил с докладом «Существенная экономия затрат за счет очистки пластовой воды» на технической сессии конференции DUG Permian Basin 2015. Бренден Руль имеет степень бакалавра по инженернотехнической специальности и является членом Общества инженеров-нефтяников SPE и Сообщества специалистов по пластовой воде.

Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

compatibility, and water quality. With oil and gas commodity pricing at a six-year low, many operators are seeking new solutions to safely lower well costs, especially stimulationrelated costs. This has resulted in renewed efforts to develop an economical method of using produced or flowback water as a fracturing fluid.

Water Content Water that is produced by or flows out after a fracturing treatment contains many components that can interfere with the formation of traditional crosslinked fracturing fluids. Suspended solids such as sand and iron oxides contribute to the overall turbidity of the fluid. Bacteria, especially sulfate reducing bacteria (SRB), can promote the production of H2S and the formation of insoluble precipitant scales. Hydrocarbons, dissolved salts, dissolved and volatile organic compounds, radionuclides, heavy metals, and various production chemicals may also be present. These components can have a significant effect on the quality and performance of fracturing fluids (as shown in Table 1), and their presence must be addressed before using flowback or produced water as fracturing fluid.

Historical Perspective With the increase in the drilling and treating of multizone unconventional wells, there is a large amount of produced water available. The industry has therefore had ample opportunity to research the uses of produced water and to make several new observations about its potential as a fracturing fluid.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП пресной воды, снизить общие затраты и пагубное воздействие на окружающую среду. Пластовая вода есть всегда, и ее можно использовать в качестве жидкости ГРП, но в большинстве случаев в таком качестве она не рассматривается из-за сложностей, связанных с логистикой, необходимостью фильтрации, обеспечения совместимости со скважинными флюидами и качеством воды. Учитывая текущую ситуацию и установившийся самый низкий уровень цен на нефть и газ за последние шесть лет, многие добывающие компании ищут новые пути для безопасного снижения расходов на скважины при их освоении. Это привело к возобновлению попыток разработки экономичного метода использования пластовой или отработанной воды в качестве жидкости ГРП.

Состав воды Добываемая или отработанная вода после гидроразрыва содержит множество компонентов, способных нарушить процесс сшивки традиционных жидкостей ГРП. Взвешенные частицы, например, песок и оксиды железа, делают жидкость мутной. Бактерии, особенно сульфатвосстанавливающие (SRB), могут способствовать образованию H2S и отложению нерастворимых осадков. В воде могут также присутствовать углеводороды, растворенные соли, растворенные и летучие органические соединения, радионуклиды, тяжелые металлы и различные используемые в добыче химические реагенты. Эти компоненты могут оказать существенное влияние на качество и эффективность жидкости ГРП (табл. 1), поэтому перед использованием пластовой или отработанной воды в качестве жидкости ГРП их необходимо нейтрализовать.

#3-4 March-April 2016

MULTIZONE FRACTURING

Component / Компонент

Impact / Влияние Suppresses hydration of guar-based polymers / Задерживает гидратацию полимеров на основе гуара

High salinity / Высокая минерализация Divalent and multivalent ions (Ca, Mg) / Двухвалентные или многовалентные ионы (Ca, Mg) Boron in water / Бор в воде

Interferes with crosslinking / Нарушают сшивание Causes overcrosslinking / Вызывает пересшивку Causes precipitation, plugs the formation / Приводит к выпадению осадка, закупориванию пласта Precipitates HS, plugs the formation with FeS / Осаждает H2S, закупоривает пласт сульфидом железа Forms scale that clogs pipes / Образуют осадок, забивающий трубы Interferes with crosslinking / Нарушает сшивание Catalyzes breakers, causes premature fluid breaking / Катализируют деструкторы, вызывают преждевременное разжижение Quenches radical and produces insufficient break / Гасят радикалы и приводят к недостаточному разрушению Plugs the formation / Закупоривают пласт Sours the well / Вызывают появление сероводорода в скважине Poses a health hazard / Представляют опасность для здоровья

High iron / Высокое содержание железа Iron / Железо Barium and calcium ion / Ионы бария и кальция High sulfate / Высокое содержание сульфатов Metal ions / Ионы металла Dissolved oil and organics / Растворенная нефть и органические вещества Suspended solids / Механические примеси Bacteria / Бактерии Radionuclides and heavy metals / Радионуклиды и тяжелые металлы Production chemicals in flowback water / Используемые в добыче химреагенты в отработанной воде ● ●

Table 1. Impact of major components on fracturing fluids. Табл. 1. Влияние основных компонентов на жидкости для ГРП.

Before produced water can be reused, it generally must be filtered. Filtration can be very costly and, when heavy ions such as boron are present, may require additional steps such as reverse osmosis, mineral removal, and desalination to reduce the content to an acceptable level (Table 2). Traditional crosslinked fluids in produced water, such as borate and guar-based polymers, must be analyzed for stability prior to reuse. This involves subjecting the fluids to a pH reaction to produce tetrahydroxy borate, which forms a viscous fluid that remains stable in downhole conditions. If the boron content in the water is greater than 15 ppm, the pH-buffering process may produce excessive amounts of tetrahydroxy borate. This can result in overcrosslinking and precipitants in the formation.

Water Treatment Another approach that service providers have recently explored is on-site or centralized filtration, which is common in other industries such as power generation and agriculture. The disadvantage is that many fracturing chemistries require increased filtration, which adds more solid waste and increases costs. As a result of advances in fluid design—including bipolymer linear and crosslinked fluids and the introduction of powerful friction reducers—researchers have derived an optimal fracturing fluid from produced water. However, when bipolymer crosslinked fluids—which are designed to remain compatible with a high content of total dissolved solids (TDS)—are used to regain permeability, the presence of destructive bacteria and free-iron sulfide in the source water can present a major problem. To counteract the proliferation of bacteria, researchers began exploring chlorine dioxide (ClO2), a powerful bacteria oxidizer that has been used in the U.S. for many years in water-treatment and municipal applications. In 1974, the U.S. Environmental Protection Agency approved the use of ClO2 as a safe but powerful disinfectant. Often, the combination of traditional fluid chemistry and high-TDS produced water creates a matrix of complexities ranging from precipitant formation to increased scale tendencies. Avoiding such complexities requires a lengthy filtration process combined with clarification to remove solids and bacteria from

Affects the performance of fracturing fluids / Влияют на эффективность жидкости ГРП

Исторический аспект С ростом объемов бурения и обработки нетрадиционных многозонных скважин образуется большой объем пластовой воды. Благодаря этому также появляются и возможности по изучению способов ее применения и выявления новых аспектов, касающихся перспективности ее использования в качестве жидкости ГРП. Обычно перед повторным использованием пластовую воду необходимо отфильтровать. Фильтрация может оказаться слишком затратной, а при наличии тяжелых металлов, например, бора, для снижения содержания примесей до приемлемого уровня могут потребоваться даже дополнительные этапы, включая обратный осмос, деминерализацию и опреснение (табл. 2). Перед повторным использованием пластовой воды необходимо выполнить анализ традиционных жидкостей ГРП, например, бората и полимеров на основе гуара, на устойчивость. Такой анализ включает в себя pH-реакцию для получения тетрагидроксибората, образующего вязкую жидкость, сохраняющую свою стабильность во внутрискважинных условиях. Если содержание бора в воде превышает 15 промилле, процесс буферизации может привести к образованию избыточного количества тетрагидроксибората и далее к пересшивке и осаждению в пласте.

Подготовка воды С недавних пор сервисные компании стали применять такой подход, как фильтрация на месте проведения работ, или централизованная фильтрация, что более привычно и традиционно для других отраслей, например, энергетики и сельского хозяйства. Недостаток такого метода состоит в том, что с учетом химического состава многих жидкостей ГРП может понадобиться усиленная фильтрация, которая требует существенно более высоких расходов, и в результате которой образуется гораздо больше твердых отходов. Благодаря усовершенствованию состава жидкостей, итогом которого стали биполимерные линейные жидкости и жидкости, загущенными сшитыми полимерами, а также использованию эффективных понизителей трения из пластовой воды удалось создать оптимальную жидкость ГРП. Однако при использовании для восстановления проницаемости жидкостей, загущенных Oil&GasEURASIA

№3-4 Март-Апрель 2015

Filtration Type

МНОГОСТАДИЙНЫЙ ГРП

Тип фильтрации

Average Cost per Barrel

Ср. стоимость барреля

Suspended solid removal (clarification)

Очистка от механических примесей (осветление)

$1.05 to $1.50

$1,05-1,50

Nanofiltration and ultrafiltration of iron, submicrons, sulfates, and hardness

Нанофильтрация и ультрафильтрация для удаления железа, сверхтонких частиц, сульфатов и снижения жесткости

$3.00 to $6.90

$3,00-6,90

Dewatering, reverse osmosis, and evaporation of boron and TDS

Осушение, обратный осмос и испарение бора и общих растворенных твердых веществ

$6.00 to $10.00+

$6,00-10,00

Boron removal and TDS reduction

Удаление бора и снижение общего содержания растворенных твердых веществ

$6.00*

$6,00*

*Based on a cost of more than $600,000 per 100,000 barrels *Исходя из цены, превышающей $600 тыс. за 100 тыс. баррелей ● ●

Table 2. Typical cost per barrel for different filtration processes. Табл. 2. Стандартная стоимость различных видов фильтрации за баррель.

the source water—all of which is costly but necessary to ensure optimal fluid chemistry. Using this method, it takes up to 16 days to treat 200,000 barrels of water (the average amount of water required to stimulate a multizone unconventional well). ClO2 provides a faster means of achieving the same results by eliminating filtration. Additionally, ClO2 provides long-term mitigation of bacteria and a reduction in suspended solids.

сшитыми биполимерами, которые обеспечивают совместимость с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ, присутствие в исходной воде вредных бактерий и взвешенных частиц сульфида железа может представлять серьезную проблему. Для сдерживания быстрого размножения бактерий было предложено использовать диоксид хлора (ClO2), сильный окислитель бактерий, который многие годы использовался в США для очистки воды и в коммунальных системах. В 1974 году Управление охраны окружающей среды США разрешило применение ClO2 в качестве безопасного и эффективного дезинфицирующего средства. Часто сочетание химического состава традиционных жидкостей и пластовых вод с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ создает целый ряд сложностей – от выпадения осадка до усиления образования отложений. Для их предотвращения требуется длительный процесс фильтрации в сочетании с очисткой с целью удаления из исходной воды твердых частиц и бактерий – подобные процедуры дорогостоящи, но необходимы для обеспечения оптимального химического состава воды. При использовании такого метода для обработки 200 тыс. баррелей воды (а это средний объем воды, необходимой для проведения ГРП в нетрадиционной скважине с несколькими продуктивными интервалами) требуется до 16 дней. ClO2 позволяет получить те же результаты быстрее благодаря устранению необходимости в фильтрации. Кроме того, диоксид хлора надолго уменьшает количество бактерий и объем взвешенных твердых частиц. ClO2 является окисляющим бактерицидом, быстро проникающим в бактерии в оболочке. За счет контролируемого

YOUR INDUSTRY IS HERE.

Thousands of your customers are here you should be too.

June 7-9, 2016 Stampede Park | Calgary, Alberta, Canada

Exclusive exhibit, sponsorship and advertising opportunities are available. Contact: 403.209.3555 or calgarysales@dmgevents.com

glo oba alpetrroleums show w.com m Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

#3-4 March-April 2016

MULTIZONE FRACTURING

●

ClO2 oxidizes the solution, which flocculates impurities for easy removal using a coarse filter. ● ClO2 окисляет раствор, что приводит к выпадению загрязняющих веществ в осадок и позволяет легко удалить их с помощью фильтра грубой очистки. ClO2 is an oxidizing bactericide that quickly penetrates encapsulated bacteria. By oxidizing the solution at a controlled rate, ClO2 enables iron sulfide, soluble and suspended solids, and suspended and organic materials to be flocculated and removed through on-the-fly canister filtration (see photo). This greatly reduces the cost of produced-water treatment when compared with filtration, which can cost as much as $10 per barrel (including reverse osmosis).

Bipolymer Crosslinking System Bipolymer crosslinked fluids can be formulated to maintain optimal performance in high-TDS environments. However, source waters containing destructive bacteria and free-floating iron sulfide still threaten long-term well performance. Thankfully, there are several proven methods for combating the bacteria and solid particles commonly seen in produced water. As outlined above, the greatest completion efficiencies are gained by minimizing the filtration of produced water. Advanced new solutions combine chlorine dioxide and slickwater to enable the use of 100 percent produced water in fracturing applications. Additionally, bipolymer technology can enable crosslinked fluids to remain optimal in high-TDS produced water. Examination of rheological performance data also indicates shear stability in respect to baseline viscosity. Although filtration is not essential to maintain optimal crosslinked fluid, suspended solids should generally be reduced to less than 400 microns. This can be readily achieved using a coarse filter (as shown in photo). Combining bipolymer technology; chlorine dioxide; and real-time, inline, flow-throughcanister filtration enables cost-effective use of produced and flowback water. Advanced fracturing fluid should be maintained at a neutral pH to allow for the presence of interfering ions and thereby reduce scale tendencies. Bipolymer technology neutralizes pH levels, which enables calcium, magnesium, and iron to remain in the solution and mitigate formation damage. More traditional fluids require alkaline pH levels, which cause precipitation and near-wellbore damage.

Conclusion Current commodity pricing has led the industry to focus on creating more economical completion and treatment techniques. The use of produced or flowback water in fracturing operations can make a significant contribution to cost containment. Advancements in fluid technology also play a major role in increasing the efficiency of fracturing operations. The use of bypolymer fluid technology and the acceptance of ClO2 as an effective biocide have led to cost savings per well ranging from $60,000 to $600,000, depending on the ratio of produced to fresh water used. This trend should continue as long as research into the chemicals used in fracturing operations remains a priority.

окисления раствора он обеспечивает выпадение в осадок и удаление сульфида железа, растворимых и взвешенных твердых веществ, а также взвешенных и органических веществ путем фильтрации в реальном времени (см. фото). Это значительно снижает стоимость обработки пластовой воды по сравнению с фильтрацией, которая может стоить до $10 за баррель (включая обратный осмос).

Жидкость разрыва, загущенная сшитыми биполимерами Состав жидкостей ГРП можно подобрать так, чтобы поддерживать оптимальную эффективность в условиях высокого общего содержания растворенных твердых веществ. Однако на технологические показатели скважины в долгосрочной перспективе может отрицательно повлиять исходная вода, содержащая вредные бактерии и взвешенные частицы сульфида железа. К счастью, существует несколько проверенных методов борьбы с бактериями и твердыми частицами, обычно присутствующими в пластовой воде. Как уже было сказано выше, максимальная эффективность заканчивания достигается при минимизации объемов фильтрации пластовой воды. Современные решения предусматривают использование диоксида хлора и «скользкой» воды (несшитой жидкости ГРП), что обеспечивает применение 100% пластовой воды для гидроразрыва пласта. Кроме того, биполимеры позволяют загущенным жидкостям сохранять оптимальные свойства в пластовой воде с высоким общим содержанием растворенных твердых веществ. Исследование реологических характеристик также подтверждает прочность на сдвиг относительно базовой вязкости. Несмотря на необязательность фильтрации для сохранения оптимальных свойств загущенной жидкости, необходимо, чтобы размер взвешенных твердых частиц не превышал 400 микрон. Это легко достигается с помощью фильтра грубой очистки (см. фото). Сочетание технологии биполимеров, диоксида хлора и фильтрации в режиме реального времени позволяет экономично использовать пластовую и отработанную воду. В современных жидкостях гидроразрыва пласта необходимо поддерживать нейтральный pH, чтобы в них присутствовали мешающие ионы, что позволяет избежать образования отложений. Биполимеры обеспечивает нейтральные уровни pH, что позволяет сохранять в растворе кальций, магний и железо и уменьшить повреждение пласта. Для более традиционных жидкостей необходим щелочной уровень pH, что приводит к образованию осадка и повреждению призабойной зоны.

Заключение Текущие цены на нефть способствуют разработке более экономичных методов заканчивания и обработки. Использование пластовой и отработанной воды для гидроразрыва пласта может значительно снизить расходы. Новые разработки в сфере жидкостных технологий также крайне важны для повышении эффективности работ по гидроразрыву пласта. Например, применение биполимерных жидкостей и признание ClO2 эффективным бактерицидом позволило снизить расходы на сумму от $60 тыс. до $600 тыс. на скважину, в зависимости от соотношения используемой пластовой и пресной воды. И поскольку исследования по эффективному применения химреагентов для гидроразрыва пласта имеют особый приоритет в текущих условиях, то нам не следует останавливаться на достигнутом. Oil&GasEURASIA

ǏǍǥǍ Ǟǒǟǩ ǗǛǚǟǍǗǟǛǏ

ВАШИ ЦЕННЫЕ КОНТАКТЫ В НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ Весьма вероятно, что потенциальный покупатель вашей продукции или услуг читает наш журнал. Самый короткий путь к новым контрактам - размещение визитной карточки вашей компании на страницах НГЕ. Пусть ваша реклама поработает на вас!

ʝʐʧʗʟʜʪʘ ʭʟʗʓʗʦʔʠʙʗʘ ʝʞʪʡǤ ʒʗʐʙʗʘ ʞʝʓʤʝʓǤ Ϊ͹ǦͶͻͷǦͳ͵ͶǦͶͶͲͲ Ǥ

ʝ˗ˋ˔ ˅ ʝ˔˕ˋːˈǣ ͷͶͼ Ǥ ǡ ͿͶͶ ʝ˔˕ˋːǡ ʡˈ˘˃˔ ͽ;ͽͶͷ

Heat Trace CIS Ltd. Россия, 105523, Москва Щёлковское шоссе д. 100 www.heat-trace.com

ОТДЕЛ ПРОДАЖ

ʝ˗ˋ˔ ˅ ʛˑ˔ˍ˅ˈǣ ˖ˎǤ ʐˑˎ˟˛˃ˢ ʝ˓ˇ˞ːˍ˃ ͷ͸Ǧͷ ʛˑ˔ˍ˅˃ ͷͷͻͶ͹ͻ

Тел. / Факс +7 (495) 211-01-50 moscow@heat-trace.de

ǟ ǮǬǽ ǱǽǾȈ ǮǺǻǼǺǽȇ ǻǺ ǞǬǸǺǲǱǹǹǺǸǿ ǽǺȊǳǿ" ПОСЕТИТЕ

www.worldwidegost.com

Ваша визитная карточка здесь! Размеры 90x50 мм. Эта страница с визитными карточками будет напечатана на плотной бумаге (300 г/м2), с перфорацией и с двух сторон (на русском и на английском языках). Извлеките и поместите в любую стандартную визитницу!

ООО "Зиракс", Россия, г. Волгоград www.zirax.ru sales@zirax.com

Нефтепромысловая химия и технологии для КРС и ПНП (разработка, производство, продажа, сервис): O щадящее глушение, блок-пачки O кислотные составы O реагенты для буровых растворов O РИР, водоизоляция

YOUR NETWORK YOUR VALUABLE CONTACTS IN THE OIL & GAS INDUSTRY

It’s highly likely that potential buyers of your services and equipment read our magazine. Take the shortcut to your next contract, print your business card here at favorable rates and make the most of this unique opportunity to grow your business!

Heat Trace CIS Ltd. Russia, 105523, Moscow Schelkovskoye Shosse 100 www.heat-trace.com

BIG LAW. FLEXIBLE FIRM. SALES DEPARTMENT Phone / fax: +7 (495) 211-01-50 moscow@heat-trace.de

ϔ ǣ ͷͶͼ Ǥ ǡ ͿͶͶ ǡ ͽ;ͽͶͷ ϔ ǣ ͷ͸Ǧͷ ͷͷͻͶ͹ͻ

Ϊ͹ǦͶͻͷǦͳ͵ͶǦͶͶͲͲ Ǥ

Customs Union Questions? Expanding Oil & Gas logistics

VISIT www.worldwidegost.com

Zirax LLC, Volgograd, Russia www.zirax.ru sales@zirax.com

Oil-field chemistry, well-workover&oil recovery technologies (designe, production, sales, service): O gentle well killing, kill pills O acid compositions O drilling mud chemicals O squeeze cementing, water shutoff

Your Business Card Here! Dimensions 90x50 mm. This business card page will be printed on card stock (300g), with perforated lines and double sided, English and Russian. Tear Out and Place in Any Standard Business Card Holder!

OILFIELD CHEMISTRY

ADVERTORIAL SECTION

Non-Damage Well Killing Ensures Preservation of Reservoir Properties Щадящее глушение скважин как основа сохранения коллекторских свойств пласта Demahin S.A., Merkulov A.P., Kasyanov D.N. (Zirax Limited), Mokrushin A.V. (Polyex Company)

hen operating oil and gas wells killing operation is one of the most common measures. Typically, each well is subjected to killing at least once a year because of the need for underground repairs, pumping equipment change, bottomhole flushing, etc. [1]. In addition, each well killing has a serious negative impact on the conditions of bottomhole formation zone (BFZ), increases its water impregnation, deteriorates filtration properties and reduce reservoir properties. Such a decrease of natural permeability of bottomhole formation zone is caused by the absorption of well-killing fluid by producing formation as a consequence of the reduced reservoir pressure and excess of permissible values repression on the reservoir, and as a result of capillary penetration in the hydrophilic rocks. Well-killing fluid penetration into the reservoir may lead to the following phenomena, which will inevitably lead to a BFZ permeability and porosity reduction: ● swelling of the clay rock material; ● clogging of the reservoir porous medium by particles of well-killing fluid solids and corrosion products; ● formation of stable oil-water emulsions in BFZ; ● an increase in BFZ water saturation due to capillary and surface phenomena that give rise to “water blockade” effect; ● precipitation of insoluble salts, when well-killing fluid mix with reservoir fluids having various cationic ion compound. These processes have a serious impact on the wells operation mode their production rate reduce (by 1.5 - 2 times), the development process time

High purity salt system Высокочистые солевые системы

Демахин С.А., Меркулов А.П., Касьянов Д.Н. (ООО «Зиракс»), Мокрушин А.В. (АО «Полиэкс»)

ри эксплуатации нефтегазовых скважин операция их глушения является одним из наиболее распространенных мероприятий. Как правило, каждая скважина подвергается глушению не реже одного раза в год из-за необходимости проведения подземных ремонтов, смены насосного оборудования, промывки забоя от загрязнений и т.д. [1]. При этом каждое глушение скважины оказывает серьезное негативное влияние на состояние призабойной зоны пласта (ПЗП), увеличивает ее водонасыщенность, ухудшает фильтрационные свойства и снижает коллекторские свойства пласта. Такое снижение естественной проницаемости призабойной зоны пласта обусловливается поглощением жидкости глушения продуктивным пластом как вследствие сниженного пластового давления и превышения допустимых величин репрессии на пласт, так и в результате капиллярной пропитки в гидрофильные породы. Попадание жидкости глушения в продуктивный пласт может приводить к следующим явлениям, которые неизбежно приводят к снижению фильтрационно-емкостных свойств ПЗП: ● набуханию глинистого материала породы; ● кольматации пористой среды коллектора частицами твердой фазы жидкости глушения и продуктами коррозии; ● образованию стойких водонефтяных эмульсий в ПЗП; ● увеличению водонасыщенности ПЗП, обусловленной капиллярными и поверхностными явлениями, что приводит к возникновению эффекта «водной блокады»; ● выпадению нерастворимых солей, при смешении жидкости глушения с пластовыми флюидами, имеющими различный ионно-катионный состав.

Zirax non-damage well killing methods Методы щадящего глушения от Zirax

Hydrophobizators application Применение гидрофобизаторов

●

Fig.1 Zirax basic non-damage well killing methods ● Рис. 1 Основные методы щадящего глушения группы компаний «Zirax» 44

Selection of salt composition Подбор солевого состав

Emulsion compositions application Применение эмульсионных составов

Blocking compositions application Применение блокирующих составов

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ increases (1 - 5 days.) as well as commissioning time (10 -. 30 days), water cut increases (by 30 - 70%) [2, 3]. The need to reduce the negative effects during wells killing has caused the development of “non-damage well killing” methods aimed at reducing the impact of negative factors in the well killing and preservation of reservoir properties. Zirax Group is the Russian market leader in the development and production of wells killing systems for and jointly with the partners focuses on developing “non-damage well killing” methods (Fig. 1.) Well-killing fluids production on the basis of high-purity salt systems has historically been one of the first Zirax products for the oil extraction industry. At the moment a wide range of well-killing fluids is proposed in this area (Table. 1), which includes high-purity salt systems of different density, A distinctive feature of Zirax salt systems is the use only pure salts as a base, that do not contain solids which reduce the risk of BFZ clogging. To avoid precipitation of salts due to unequal ion-cation composition of formation waters and well-killing fluids systems are offered that do not contain cal● ●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Эти процессы серьезно сказываются на режиме эксплуатации скважин снижается их дебит (в 1,5 – 2 раза), увеличивается длительность процесса их освоения (1 – 5 сут.) и вывода на режим (10 – 30 сут.), растет обводненность добываемой продукции (на 30 – 70 %) [2, 3]. Необходимость снизить негативные эффекты при глушении скважин обусловило разработку методов «щадящего глушения», направленных на снижение влияния негативных факторов при глушении скважин и сохранение коллекторских свойств пласта. Группа компаний Zirax является лидером российского рынка по разработке и производству систем для глушения скважин и совместно с партнерами уделяет особое внимание разработке методов «щадящего глушения скважин» (рис. 1.) Производство жидкостей глушения на основе высокочистых солевых систем исторически было одним из первых продуктов в нефтедобывающей сфере для Zirax. На текущий момент в этой области предлагается широкая линейка жидкостей глушения (Табл. 1), включающая высокочистые солевые системы различной плотности,

Table 1. Zirax high-purity salt systems for well killing Таблица 1. Высокочистые солевые системы Zirax для глушения скважин PelletOil PelletOil WotaSoft

(1,18 – 1,38 g/cc г/см3)

SoMaxoil WotaSoft

Calcium free system / безкальциевая система

E mark MaxOil WotaSoft / MaxOil WotaSoft марки Е

(1,4 – 1,62 g/cc г/см3)

TZhS / ТЖС

(1,6 – 2,15 g/cc г/см3)

Salt systems Солевые системы

cium, the use of which is especially important at a risk of sulfate and carbonate salts formation. Hydrophobizators injection in well-killing fluid is primarily aimed at porous surface wettability change in BFZ environment, which reduces the depth of salt composition penetration into reservoir, facilitates its removal from the well layer during well development and well running into operation, complicates rehydration during subsequent well killing cycles. In addition to this decrease in the interfacial tension at well-killing fluid – oil surface prevents the formation of stable emulsions and destroying already formed ones, significantly reduces swelling of reservoir clay component. Hydrophobizator GF-1 developed at Polyex Company reduces the interfacial tension by almost 60 times (up to 0.05-0.06 mN/m) and when added to well-killing fluid reduces the dynamics of rock capillary impregnation (Fig. 2) [4]. Absorption rate in this case is much lower than for rocks samples treated by pure water and calcium chloride solution.

Infiltration rate, g/min Скорость впитывания, г/мин

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0,0

Water / Вода

●

CaCl2 solution раствор CaCl2

CaCl2 solution with chemical reagent GF-1 раствор CaCl2 с реагентом ГФ-1

Fig.2 Chemical reagent GF-1 impact on capillary imbibition dynamics ● Рис. 2. Влияние реагента ГФ-1 на динамику капиллярной пропитки Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

(1,18 – 1,38 g/cc г/см3)

Отличительной особенностью солевых систем от Zirax является использование в качестве базовых только чистых солей, не содержащих твердой фазы, что снижает риск кольматации ПЗП. Для предотвращения образования осадков солей из-за неодинакового ионно-катионного состава пластовых вод и жидкостей глушения предлагаются безкальциевые системы, применение которых особенно актуально при риске образования сульфатных и карбонатных солей. Ввод гидрофобизаторов в жидкости глушения, прежде всего, нацелен изменение смачиваемости поверхности пористой среды в ПЗП, что снижает глубину пропитки коллектора водносолевым раствором, облегчает удаление его из пласта при освоении скважины и запуске ее в эксплуатацию, усложняет повторную гидратацию при последующих циклах глушения. Помимо этого снижение межфазного натяжения на границе жидкость глушения-нефть, предотвращает образование стойких эмульсий и разрушает уже образовавшиеся, существенно снижает набухание глинистой составляющей коллектора. Гидрофобизатор ГФ-1 разработанный в АО «Полиэкс» снижает межфазное натяжение почти в 60 раз (до 0,05-0,06 мН/м) и при добавлении в жидкости глушения снижает динамику их капиллярной пропитки породу (рис. 2) [4]. Скорость впитывания в этом случае значительно ниже по сравнению с образцами породы обработанными чистой водой и раствором хлористого кальция. Гидрофобизатор может применяться как отдельно в виде добавки в любой состав для глушения скважин, так и виде готовой композиции по технологии PelletOilWotaSoft [5]. В этом случае гидрофобизатор наносится уже при производстве жидкости глушения методом напыления в кипящем слое прямо на поверхность гранул минеральной соли. Благодаря этому заказчик получает сухую солевую систему, уже содержащую в себе добавку Wotasoft в необходимых оптимальных количествах и процесс применения жидкости глушения не отличается от обычного. После растворения солевой системы реагент Wotasoft растворяется в воде, и в процессе глушения проникая в пласт, оказывает свое благотворное влияние. Положительное влияние реагента Wotasoft подтверждается сравнительными фильтрационными экспериментами с раствором хлористого кальция с добавкой реагента Wotasoft (PelletOilWotaSoft) (рис. 3) и результатами глушения скважин в России и СНГ (рис. 4.). Применение жидкостей глушения, произведенных по технологии Wotasoft показывает снижение сроков выхода на режим до двух раз, по сравнению с традиционно применяемыми жидкостями глушения (рис. 4). С 2014 года компания Zirax совместно с компанией MI-Swaco (Schlumberger) активно внедряет технологию глушения скважин на основе специальных блокирующих составов (блок-пачек), позволяющих кон-

OILFIELD CHEMISTRY

ADVERTORIAL SECTION

Run-up time, days Выход на режим, дни

Pressure gradient, MPa/min Градиент давления, МПа/м

Hydrophobizator may be used both separately as an additive to 6 CaCl2 or PelletWotasoft solution Oil filtration / Фильтрация нефти any composition for well killing and as a finished composition with injection / Закачка раствора the use of PelletOilWotaSoft technology [5]. In this case, hydropho5 CaCl2 или PelletWotasoft bizator is applied already during the production of well-killing fluid by Oil filtration fluidized bed process directly on the surface of the mineral salt gran4 Фильтрация ules. Due to this the customer gets dry salt system already containing нефти Grad=2.51 / Град=2,51 a Wotasoft additive in optimal amounts required and the process of 3 well-killing fluid use is not different from the usual one. After salt system dissolution Wotasoft reagent system dissolves in water and pen2 Grad=0.93 / Град=0,93 etrating into the layer during well killing, exerts its beneficial effect. The positive impact of Wotasoft reagent is confirmed by com1 parative filtration experiments with calcium chloride solution with the addition of chemical reagent Wotasoft (PelletOilWotaSoft) (Fig. 0 3) and the results of well killing in Russia and CIS (Fig. 4). 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Application of well-killing fluids produced by Wotasoft technology shows up to two times decrease of run-up time, compared to Cumulated injected amount / Накопленный объем закачки conventional well-killing fluids (Fig. 4). CaCl2 solution, without additives / раствор CaCl2 без добавок Starting from 2014 Zirax together with MI-Swaco PelletOilWotaSoft solution / раствор PelletOilWotaSoft (Schlumberger) is actively implementing the well killing technology based on the use of specific blocking compositions (blockpacks), allowing to control liquid absorption by productive for- ● Fig.3. Results of filtration experiments in RN-UfaNIPIneft mation [6]. This technology is particularly relevant for well kill- ● Рис. 3. Результаты фильтрационных экспериментов в РН-УфаНИПИнефть ing under conditions of abnormally low formation pressure (ALFP), since in the presence of intense absorption well killing with the use of conven- тролировать поглощение жидкости в продуктивный пласт [6]. Данная tional well killing fluids is much more difficult, due to the significant increase in технология особо актуальна при глушении скважин с аномально низthe required volume of saline and the risk of oil and gas shows. Similar difficul- ким пластовым давлением (АНПД), поскольку при наличии интенсивноties arise at killing multilayer wells with different formation pressure. In addi- го поглощения глушение скважин обычными жидкостями глушения tion, the liquid absorption by the reservoir leads to a deterioration of formation сильно затрудняется, в связи со значительным увеличением необходиfilter characteristics, complicates wells development after well workover. To мого объема солевого раствора и риском нефтегазопроявлений. Похожие recover the hydrocarbon flow from the reservoir in this case, additional works сложности возникают и при глушении многопластовых скважин с различным пластовым давлением. Помимо этого, поглощение жидкости в колare required on BFZ stimulation, associated with high costs and time. Temporarily blocking composition is a specially selected system based on лектор приводит к ухудшению фильтрационных характеристик пласта, the water-salt solution with addition of polymers and fractionated colmatant осложняет освоение скважин после ремонта. Для восстановления при(calcium carbonate). This combination of components allows to create a dense тока углеводородов из пласта в этом случае требуются дополнительные filter cake on the surface of the porous medium (Figure 5) that is non-perme- работы по воздействию на ПЗП, связанные с большими затратами средств и времени. able to aqueous solutions filtration. Временно блокирующий состав представляет собой специально подоIn the process of well killing such a filter cake is created in the perforation area (Fig. 6), thereby preventing deep penetration of well-killing fluid in the res- бранную систему на основе водно-солевого раствора с добавкой полимеров ervoir. When you run the well into operation the blocking composition can be и фракционированного кольматанта (карбоната кальция). Такое сочетание easily removed from the well with minimum drawdown (well stimulation) and компонентов позволяет создать плотную кольматирующую фильтрационную taken out to the surface by formation fluid. To remove the filter cake does not корку на поверхности пористой среды (рис.5), непроницаемую для фильтраrequire any disintegrators or destroyers, but all the components of the blocking ции водных растворов. В процессе глушения скважины такая фильтрационная корка создается в compositions are soluble in acids, if necessary. The filter cake of blocking composition preserve its properties for at least зоне перфорации (рис. 6), тем самым предотвращая глубокое проникнове20 days at temperatures up to 150°C, which allows to perform a wide range of ние жидкости глушения в пласт. При запуске скважины в эксплуатацию блоwork in wells with different geological and temperature conditions. It should кирующий состав легко удаляется из скважины при минимальной депрессии also be noted that the compositions are fully compatible with all types of reser- на пласт (вызове притока) и выносится пластовым флюидом на поверхность. Для удаления фильтрационной корки не требуется каких-либо разрыхлитеvoir fluids and reservoir rock types. лей или разрушителей, но при необходимости все составля9 ющие блокирующего состава растворимы в кислотах. 8 Фильтрационная корка блокирующего состава сохраня7 ет свои свойства не менее 20 дней при температурах до 6 150°С, что позволяет производить широкий спектр работ в скважинах с различными геологическими и температур5 ными условиями. Также нужно отметить, что составы пол4 ностью совместимы со всеми видами пластовых флюидов 3 и типами пород. Глушение временно-блокирующими составами позволяет: 2 ● снизить или полностью предотвратить проникнове1 ние жидкости из ствола скважины в продуктивный пласт во 0 время проведения ремонтных работ в скважине; 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 ● максимально сохранить коллекторские свойства пласта; Wells / Скважины ● обеспечить возможность безопасного проведения работ Previous well killing Check well killing в скважинах, глушение которых ранее было затруднено; Предыдущее глушение Контрольное глушение ● снизить риски по контролю скважин; ● Fig. 4. The results of well-killing fluids application with chemical reagent Wotasoft ● существенно сократить время освоения и вывода скваon Gazprom Neft wells in 2011. жины на режим; ● Рис. 4. Результаты применения жидкостей глушения с реагентом Wotasoft на ● сократить затраты на проведение капитального ремонскважинах ОАО «Газпромнефть» в 2011 году. та скважин.

Oil&GasEURASIA

НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ХИМИЯ

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

Well killing with the use of temporarily-blocking compositions allows: ● to reduce or fully prevent liquid penetration from borehole into producing formation during well workover; ● maximum preservation of reservoir properties; ● to ensure safe work performance in wells, killing of which had previously been difficult; ● to reduce the risks of well control; ● to reduce significantly well development time and output mode; ● to reduce the costs of well workover. Another promising technology for reducing the absorption of well-killing fluid into the reservoir, developed by Polyex Company is the use of blocking compositions based on invert emulsions. The essence of this technology is in blocking of perforation interval with viscous invert emulsion followed by filling the hole with an aqueous solution of inorganic salts of required density. For preparation of such emulsions with a density from 0.9 to 1.3 g/cm3 the emulsifiers EKS-EM (operating temperature up to 60°C) and Emitrit (operating temperature up to 100°C) are developed. Technology of well killing with the use of invert emulsions allows to eliminate the disadvantages of using aqueous solutions. Using such systems preserves the natural water saturation of the BFZ, prevents swelling of clays and insoluble salting-up. Application experience shows that the use of invert emulsions based on emulsifier EKS-EM and Emitrit as killing fluid has no negative impact on reservoir properties. Wells productivity does not decrease after well testing, but rather increases, accelerating run-up and reducing water cut (Fig. 7).

Non-damage well killing technology use allows to extend life of wells, to reduce the costs of well development and running into operation after well workover; increase oil wells production rate and well productivity factor. Nondamage well killing is the key to preserve reservoir properties, often eliminating the need for costly stimulation operations, filter cake and salts removal.

Другой перспективной технологией для снижения поглощения жидкости глушения в пласт, разработанной в ООО «Полиэкс», является применение блокирующих составов ● Fig.5 Filter cake of temporarily blocking composition on the surface of porous на основе инвертных эмульсий. Сущность такой технолоmedium гии состоит в блокировании ● Рис. 5 Фильтрационная корка интервала перфорации вязкой временно блокирующего состава на инвертной эмульсией с послеповерхности пористой среды дующим заполнением скважины водным раствором неорганических солей необходимой плотности. Для получения таких эмульсий с плотностью от 0,9 до 1,3 г/см3 этого разработаны эмульгаторы ЭКС-ЭМ (температура применения до 60°С) и Эмитрит (температура применения до 100°С). Технология глушения скважин инвертными эмульсиями позволяет избежать недостатков использования водных растворов. Использование таких систем сохраняет естественную водонасыщенность ПЗП, предотвращает набухаа b/б c/в ние глин и выпадение нерастворимых солей. Опыт приме● Fig.6 Pack operation principle during нения показывает, что испольwell killing зование инвертных эмульсий а) absorption is observed during well на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ killing without pack; и Эмитрит в качестве жидкости b) well is killed with the use of the pack, глушения не оказывает отриthere is no absorption; цательного влияния на колc) well is put into operation and quickly лекторские свойства пласта. reaches operation conditions. Продуктивность скважин ● Рис.6 Принцип работы блок-пачки после освоения не только не ухудшается, а, наоборот, возпри глушении скважины растает, ускоряется выход на а) при глушении скважины без блокрежим и снижается обводненпачки наблюдается поглощение; б) скважина заглушена с применением ность добываемой продукции (рис. 7). блок-пачки, поглощения нет; Применение технологий в) скважина запускается в работу и щадящего глушения скважин быстро выходит на режим. позволяет продлить срок эксплуатации скважин, снизить затраты, связанные с освоением и выходом на режим скважин в послеремонтный период; повысить дебит по нефти и коэффициент продуктивности скважин. Щадящее глушение является залогом сохранения коллекторских свойств пласта, что зачастую позволяет обойтись без дорогостоящих операций по интенсификации притока, разглинизации и очистке от солей.

Literature

Список литературы

1. Shadymuhamedov SA Smykov JV, Vahitov TV, Safuanova RM Analysis of modern technical and technological solutions for well killing and well flushing out // Electronic Journal “Investigated in Russia”. 2008, pp 724-736. URL: http://zhurnal.ape.relarn.ru/ articles/2008/068.pdf 2. Apanovich V.S. Problems of maintenance and repair of wells in the Far North and their solutions / B.C. Apanovich, A.M. Sharipov, M.V. Titov // Territory Neftegaz. 2008. № 3. - S. 44-46. 3. Rogachev M.K. Mitigation response in oil production/ M.K. Rogachev, K.V. Strizhnev. M .: Nedra, 2006. - 295 p. 4. Kill the well gently. Application of modified well-killing fluids in well workover allows to keep the reservoir properties of bottomhole formation zone / Mikov A.I. Kazakov L.V. // Nefteservis, 2009, № 3, pp 52 - 54 5. Demahin S.A. Wotasoft technology for non-damage well killing / Coll. rep. 7th International scientific-practical conference “Modern technologies of well workover and enhanced oil recovery. Development prospects”. Gelendzhik, Krasnodar, 2012. - P. 35 - 39. 6. Demahin S.A., Merkulov A.P., Kasyanov D.N., Malaika S.V., Anfinogentov D.A., Chumakov E.M. Well killing by block packs is an effective means of preserving filtration properties of producing formation / Oil & Gas Eurasia, 2014, Issue 8-9, pp 56-57.

1. Шадымухамедов С.А. Смыков Ю.В., Вахитов Т.В., Сафуанова Р.М. Анализ современных технико-технологических решений при глушении и промывке скважин // Электронный журнал “Исследовано в России”. 2008. С. 724-736. URL: http://zhurnal.ape.relarn.ru/articles/2008/068.pdf 2. Апанович В.С. Проблемы эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях крайнего севера и пути их решения / B.C. Апанович, A.M. Шарипов, М.В. Титов // Территория нефтегаз. 2008. - № 3. - С. 44-46. 3. Рогачев М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев. М.: Недра, 2006. - 295 с. 4. Заглуши её нежно. Применение модифицированных жидкостей глушения при ремонте скважин позволяет сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта/ Миков А.И., Казакова Л. В. // Нефтесервис, 2009, № 3, С. 52 – 54 5. Демахин С.А. Технология Wotasoft для щадящего глушения скважин/ Сб. докл. 7-ой Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития». Геленджик, Краснодарский край, 2012. - С. 35 – 39. 6. Демахин С.А., Меркулов А.П., Касьянов Д.Н., Малайко С.В., Анфиногентов Д.А., Чумаков Е.М. Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта/ Нефть и газ Евразии, 2014, № 8-9, С. 56-57.

Well killing with the use of reservoir water Глушение пластовой водой

Well killing with EzhG+TZhG-1.3 Глушение ЭЖГ + ТЖГ-1,3

ɤ ɰ ɳ

53 52.8

14.1

52.8

52.7

11.8

51.5

11.9

11.5

Days / сутки

81 70

52.1

52.7

13.1

ɤ ɰ ɳ 49 49

7.7

2.2 1

Well operation modes before well killing Режим работы до глушения

81 75 68

52.7

2.4

1.3

49.2

1.2

49.2

7.8

Days / сутки

Qzh, cu meters per day / Qж, м3/сут QN, tons per day / Qн, т/сут

Well operation modes before well killing Режим работы до глушения

Water percent / % воды

●

Fig. 7. Application of EKS-EM emulsifier based well-killing fluid on the wells of B-Makat field in Kazakhstan. ● Рис. 7. Результаты применения жидкости глушения на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ на скважинах месторождения В-Макат (Казахстан)

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

COILED TUBING

ADVERTORIAL SECTION

«Уралтрубмаш» запустит вторую очередь производства колтюбинга в Краснотурьинске

Статья предоставлена группой компаний "ЭНЕРГИЯ"

Потребности российского рынка колтюбинга В последние годы рынок нефтегазового сервиса в России и мире демонстрировал устойчивый рост. Вместе с тем количество используемых колтюбинговых установок за последние десятилетия значительно возросло. Можно констатировать, что в среднем их ежегодный прирост в мировом масштабе составлял 5%. Растет количество установок на вооружении как нефтегазодобывающих, так и нефтесервисных компаний. При этом в России рост идет значительно быстрее, чем в среднем по миру. По данным на 2013 год, количество колтюбинговых установок в России было около 250, а в мире – 2002, для сравнения: в 2000 году в России было 30 установок, а в мире – 807. Параллельно с ростом используемых колтюбинговых установок повышается спрос на гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ). По оценкам рынка длинномерных труб в России в 2015 году, количество колтюбинговых установок в крупнейших российских компаниях составило 276 штук, потребление ГНКТ – около 3000 тонн, а сортамент используемой продукции варьировался от 25,4 до 44,5 мм. В настоящее время потребности рынка колтюбинга в России на 79% обеспечиваются производителями США, доля производителей из Китая оценивается в 6%, а доля единственного российского производителя данных труб – завода «Уралтрубмаш» («УТМ») – составляет 15%.

Развитие отечественного производства длинномерных труб Колтюбинговые трубы, производимые «УТМ», являются импортозамещающей продукцией и конкурируют с трубами американских и китайских производителей. В 2013 году объем поставок ГНКТ американского производства составил более 450 тонн. За аналогичный период завод «Уралтрубмаш» поставил 104 тонны, в 2014 году – 124 тонны. Как крупные, так и независимые сервисные и добывающие компании заинтересованы в поставках труб, исходя из логистики, сроков поставок, а также условий ценовых характеристик. Колебания валютного курса открывают значительные перспективы по завоеванию рынка для российских предприятий. В то же время в разрезе складывающихся международных отношений зависимость от поставок импортных труб для нефтегазовой отрасли предполагает большие экономические риски. На современном этапе завод видит своими стратегическими целями обеспечение российского рынка колтюбинга требуемым объемом и сортаментом продукции; усиление влияния на отечественном рынке и выход на зарубежные; раскрытие перспектив импортозамещения, в том числе благодаря соответствию выпускаемой продукции импортным аналогам и повышению гарантийных обязательств.

Для достижения этих целей на территории городского округа Краснотурьинск в Свердловской области уже запущен проект нового производства длинномерных труб, основанный на опыте действующего завода «УТМ». На данный момент проект находится на этапе планировки здания завода, выполнена проработка технологии, проведены маркетинговые исследования, выбраны поставщики оборудования, ведется подготовка выделенной площадки к строительству. Постройка завода начнется в 2016 году, а запуск производства и выпуск первой партии продукции состоятся в конце 2017 года. Мощность нового предприятия составит от 3000 тонн изделий в год с последующим увеличением производственных объемов, тогда как потенциал действующего завода «Уралтрубмаш» составляет около 500 тонн труб в год. Таким образом, планируется, что новое предприятие полностью обеспечит потребности российского рынка в колтюбинговой продукции. Завод будет поставлять длинномерные трубы как на российский, так и на международные рынки, постепенно наращивая экспортный потенциал. В то же время новое предприятие предоставит более 50 рабочих мест.

Применение накопленного опыта и технологической базы в новом производстве Вторая очередь производства колтюбинга будет запущена с применением оборудования и Oil&GasEURASIA

ГНКТ технологий, проверенных опытным путем в работе действующего завода «Уралтрубмаш». Новое предприятие также будет оснащено современными станками и средствами контроля, обеспечивающими выпуск труб высокого качества. «УТМ» изготовил первую колтюбинговую трубу в 1998 году, а в 2002 году был запущен специализированный комплекс по производству колтюбинговых труб. В 2003 году была введена линия объемной термообработки тела трубы в линии стана, что позволило получать однородные свойства трубы непосредственно в процессе ее сварки и корректировать эти свойства в широком диапазоне, тем самым давая возможность существенно улучшить качество выпускаемых труб и увеличивать объем их производства. В настоящее время на заводе действует собственная технология производства, современное отечественное оборудование. «Уралтрубмаш» выпускает такую импортозамещающую продукцию, как трубы для производства цилиндров штанговых глубинных насосов для нефтедобычи, стальные электросварные холоднотянутые трубы для корпусов погружных электродвигателей и насосов, а также колтюбинг размером 33,5 мм и 38,1 мм для ремонта нефтяных и газовых скважин. На предприятии отработана технология производства нержавеющих труб малого диаметра для приборостроения, медицинского оборудования, авиакосмической техники. В последние годы объемы производства этих труб возрастали ежегодно на 10%. В планах – расширение объемов производства за счет труб большего диаметра. Еще один импортозамещающий вид продукции – прецизионные трубы для намотки тонких пленок и алюминиевой фольги. Проводимая реконструкция этого производственного направления позволит разгрузить основные агрегаты, связанные с несколькими технологиями. Производство завода является модернизированным. Для улучшения свойств труб внедрена марка стали ASTM A606 тип 4 взамен стали марки S420MC. На поставку модифицированной стали A606 тип 4 заключен контракт с крупнейшим мировым производителем ARCELOR MITTAL. Использование стали этой марки, по мнению специалистов самого предприятия и потребителей длинномерных труб, с которыми проводились переговоры и консультации, ●

РАЗДЕЛ РЕКЛАМНЫХ СТАТЕЙ

позволит выпускать колтюбинговую продукцию мирового уровня. Качественная сталь A606 тип 4 применяется для особо ответственных изделий и может быть рекомендована для эксплуатации при низких температурах в условиях Сибири и Крайнего Севера. Марка отличается пониженным содержанием серы и фосфора, имеет более высокую пластичность и вязкость, чем сталь обыкновенного качества с таким же содержанием углерода, содержание кремния повышает сопротивление разрыву и упругие свойства. Введение в состав марганца заметно повышает предел текучести стали и износостойкость труб. Применяемые для легирования алюминий, ванадий и молибден способствуют измельчению зерна, одновременно увеличивая прочность и вязкость, что снижает поток хладноломкости, ванадий улучшает свариваемость, препятствует росту зерна в сварном шве. Дополнительно при модификации металла в состав введены никель и медь для повышения прочности, сопротивления развитию трещин и стойкости против воздушной коррозии. В рамках развития стратегии импортозамещения совместно с Центральным научно-исследовательским институтом черной металлургии им. И.П. Бардина проводятся научно-исследовательские работы по созданию стали отечественной марки, которую планируется выпускать совместно с ПАО «Северсталь» и применять в новом производстве. В партнерстве с потребителями длинномерных труб ведутся НИОКР, внедряются современные технологии для импортозамещения. На данный момент для нового производства проведено планирование необходимых мероприятий, которые позволят обеспечить выпуск труб, являющихся аналогом длинномерных труб, изготавливаемых в США. Приобретено оборудование, которое рассчитано на расширение номенклатуры изготавливаемых труб и увеличение скорости контроля. Постоянная работа над повышением качества – одно из непременных условий конкурентоспособности продукции на международном рынке. Вопрос совершенствования качества уже выпускаемых труб является ключевым как для действующего, так и для планируемого к запуску предприятия. Система качества завода сер-

Проект завода по производству колтюбинга в Краснотурьинске.

Нефть и ГазЕВРАЗИЯ

тифицирована в соответствии с требованиями международного стандарта ИСО-9001 с 2001 г. Сертифицированная система управления охраной окружающей среды соответствует требованиям международного стандарта ИСО 14001.

Перспективы российского рынка колтюбинга и производства Тенденции развития рынка колтюбинговых труб в России неразрывно связаны с перспективами российской нефтегазодобывающей отрасли. Можно предположить, что в ближайшие годы роль колтюбинговых технологий возрастет в связи с наибольшей реализацией производственного потенциала нефтегазовой отрасли, внедрением новых технологий, повышающих нефтеотдачу пластов и рентабельность низкодебитных скважин, вводом в эксплуатацию новых месторождений при увеличении объемов эксплуатационного бурения и сокращении фонда простаивающих скважин. Стоит отметить области применения длинномерных труб. Продукция используется при строительстве трубопроводов, применяется в качестве быстродействующей колонны, их используют в обслуживании объектов (разного рода канализационных и дренажных систем), во время добычи углеводородного сырья – в качестве привода глубинного штангового насоса (ШГН), применяют при ликвидации аварий (что может стать прорывом в технологиях тушения, особенно на торфяниках), в производстве колтюбинговых труб без внутреннего грата и колтюбинговых труб с защитой внутренней и/или наружной поверхности специальными методами. Одним из перспективных направлений дальнейшей работы является изготовление специального вида колтюбинговых труб, применяемых для строительства трубопроводов. Результаты переговоров с потенциальными потребителями колтюбинга показывают, что компании, традиционно применяющие длинномерные трубы для бурения и капитального ремонта скважин, на сегодняшний день идут по пути освоения новых технологий. Это во многом объясняет увеличение диаметров труб и их длин. Для ряда американских компаний уже сегодня стандартной трубой является ДТБ диаметром 60,3 мм и длиной 6000 м. Это также можно считать тенденцией развития рынка колтюбинга. В настоящее время «Уралтрубмаш» активно занимается освоением новых типоразмеров труб диаметром до 60,3 мм включительно, и осваиваемые технологии будут применены в новой очереди производства. В завершение важно подчеркнуть преимущества собственной технологии, которая уже используется на действующем предприятии и ляжет в основу следующей очереди производства: трубы свариваются и наматываются на барабан в заводских условиях; испытание на гидравлическое давление проводится также в заводских условиях; продукция обладает хорошей коррозионностойкостью; производство без сварных швов длиной до 4,5 километров; практически исключена необходимость проведения сварочных работ при монтаже трубопроводов; скорость укладки в десятки раз выше; производство является экологичным.

MAGNETOMETRY

ADVERTORIAL SECTION

Non-contact magnetometry as a pipeline integrity tool Бесконтактная магнитометрия для обеспечения надёжности трубопроводов L. A. Khusnutdinov, head of Pipeline Integrity Lab, LLC RDC Transkor-K

on-contact magnetic methods of inspection based on Villari effect (that shows relation between mechanical stress in metal and magnetic field intensity) have been developing for twenty years. They have truly proven their efficacy as a means of pipeline integrity assessment. In particular, these methods include the Magnetic Tomography Method (MTM) and its underwater implementation – Aqua-MTM®. It is not the defects themselves, but a combination of defects and stress that really makes a pipe fail. This is the basic concept of integrity assessment by means of MTM data. Judging from that, the most dangerous spots are the areas where the stress level is high and the defects are developing. This leads to fast rise of stress and, eventually, to pipeline destruction. The MTM and Aqua-MTM® methods were tested many times for their quantitative parameters. One of the tests was performed in Malaysia on a full-scale test bench. The pipe used there was 90 meters long and 8” in diameter. It had artificial defects of various kinds: corrosion- and crack-like defects, dents and gouges. The pipe was inspected at different internal pressure that varied from 10 bar up to 300 bar. The danger level of defective areas was determined from the values of internal stress in metal. These values were calculated in accordance with MTM specification. At the same time, the values of stress in the same areas were evaluated by means of international standards – DNV, ASME, API. For different type of defects, different standards were used, whichever of them were applicable for particular defects. For reference observation, strain gauges were installed in the defective areas. Comparing results of stress calculation by MTM (Aqua-MTM®) to values evaluated from traditional methods (DNV, ASME, API) showed that the values correlate well. The level of correlation was 90% – 97% Similar test was done in collaboration with PRCI, USA. Good statistical results were obtained also during works performed in 2013 for National Grid, Great Britain. These works included pipeline inspection at a mining district with collapsible and unstable soils. ● Fig. 1 – Experimental test bench. A vast amount of statistical data showing ● Рис. 1 – Натурный стенд для испытаний. the method’s capability to detect corrosion and stress-corrosion defects was obtained when MTM was applied at pipelines operated by Gazprom, Russia, in 2014-2015. The probability of detection (POD) of defective metal areas was proven to be 90%. After NDT was done in verification digs, the following values were established for quantitative parameters of method reliability: ● probability of detection of defective areas POD = (1-1/10)*100 = 90 % ● probability of identification of danger level POI = 7,75/10*100 = 7,5 % ● probability of missing a dangerous defect POE= (1-POD)*(1-POI) = 2,25 % ● probability of false call POFC was varying from 0% to 17% (for pipelines with many foreign metal items in the vicinity of the pipe axis).

Л.А. Хуснутдинов, зав. Лабораторией надежности трубопроводов ООО НТЦ «Транскор-К»

лет развития бесконтактных технологий магнитометрического обследования, основанных на эффекте Виллари (связи между механическими напряжениями в металле и напряженностью магнитного поля), показали перспективность этого инструмента обеспечения надежности трубопроводов. К таким методам относится, в частности, метод магнитной томографии (МТМ) и его модификация для подводных трубопроводов – АКВАМТМ (AQUA-MTM®). В основе концепции надежности на базе данных МТМ лежит представление о том, что опасность для разрушения конструкции представляют не дефекты как таковые, а локальная комбинация дефектов и напряжений. Максимальную опасность представляют собой участки повышенных напряжений с развивающимися дефектами. Это приводит к быстрому росту напряжений на локальном участке с последующим разрушением трубы. Тестирование эффективности МТМ и Аква-МТМ по количественным показателям проводилось неоднократно. В частности, в Малайзии на натурном стенде протяженностью 90 м на трубы 8” были нанесены одиночные и групповые дефекты различной природы: – коррозионные, – трещиноподобные, – вмятины с задирами. Труба обследовалась при изменении внутреннего давления от 10 до 300 бар. Степень опасности участков с дефектами определялась, исходя из расчета внутренних напряжений металла согласно спецификации МТМ. Одновременно с этим производился расчёт этих же напряжений в соответствии с мировыми стандартами оценки опасности дефектов – DNV, ASME, API – для тех видов дефектов, для которых применимы эти стандарты. Для контрольных измерений в зоне дефектов были установлены тензодатчики. В результате сопоставления результатов расчетов напряжений по данным МТМ (АКВА-МТМ) было установлено, что эти данные совпадают с расчётными значениями по традиционным методикам DNV, ASME, API, причем корреляция составила 90-97% Аналогичная работа выполнена совместно с центром PRCI в США. Также положительным был опыт работ 2013 г с компанией National Grid в Великобритании по обследованию трубопроводов на территориях шахтных выработок с просадочными и неустойчивыми грунтами. Большой объём статистических данных по выявляемо● Fig. 2 – Example of data correlation plot. сти дефектов коррозионной и ● Рис. 2 – Пример сравнения данных. стресс-коррозионной природы был получен в результате применения МТМ на объектах ПАО Газпром в 2014-2015 гг. В частности, по результатам квалификационных испытаний МТМ вероятность выявления участков с дефектами металла (POD) составила 90%. По данным НК металла труб в контрольных шурфах установлены следующие показатели качества: ● вероятность обнаружения дефектных участков POD = (1-1/10)*100 = 90 % ● вероятность интерпретации степени опасности POI = 7,75/10*100 = 7,5 % ● вероятность пропуска опасного дефекта POE= (1-POD)*(1-POI) = 2,25 % ● вероятность ложных сигналов POFC варьировала от 0 до 17 % (для объектов с большим количеством посторонних металлических предметов поблизости от оси труб). Oil&GasEURASIA

Adler Anapa VOLGA-URALS Astrakhan Volgograd Veliky Novgorod Kaliningrad TIMAN-PECHORA Novorossiysk Orenburg Tyumen Nadym Kogalym Perm Kazan WEST SIBERIA Samara Saratov Komi Chelyabinsk Ufa Omsk EAST SIBERIA Ekaterinburg Tomsk Barnaul SAKHALIN Vladivostok Magadan Novy Urengoy Arkhangelsk Volgograd TATARSTAN Vologda Noyabrsk Murmansk

St. Petersburg

Адлер Анапа

ВОЛГА-УРАЛ

Астрахань Волгоград Великий Новгород Калининград

ТИМАНО-ПЕЧОРА

Новороссийск Оренбург Тюмень Надым Когалым Пермь Казань

ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ Челябинск Уфа Омск

Самара Саратов Коми

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ

Екатеринбург Томск Барнаул САХАЛИН Владивосток Магадан Новый Уренгой Архангельск Волгоград

ТАТАРСТАН Мурманск

Вологда Ноябрьск Санкт-Петербург

ВК Л ЭК ЮЧ А СК У Р Я Г ЕО СИ Ю ЛОГИ Н (2 Д А О. ЧЕСК У БА НЯ ЙК Ю ) АЛ

ГеоБайкал 4-Я МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ ОТ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ ДО ТИХОГО ОКЕАНА – ГЕОЛОГИЯ, РАЗВЕДКА, РАЗРАБОТКА

ОКОНЧАНИЕ ПРИЁМА ТЕЗИСОВ ДОКЛАДОВ — 1 МАЯ 2016 Г. 22-26 АВГУСТА 2016 Г. | Г. ИРКУТСК, РОССИЯ WWW.EAGE.ORG / WWW.EAGE.RU

Приём тезисов докладов до 20 мая 2016 г.! Важные даты 20 мая 2016 г.

18-я научно-практическая конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа

12-15 сентября 2016 г., Геленджик, Россия

Окончание приёма тезисов докладов 20 июня 2016 г. Окончание льготной регистрации 20 июля 2016 г. Оповещение авторов о включении в программу конференции 1 августа 2016 г. Окончание приёма заявок на коммерческие презентации 20 августа 2016 г. Окончание предварительной регистрации

www.eage.org | www.eage.ru

Наш журнал предлагает подписку на 2016 год СО СКИДКОЙ 10% СТАНДАРТНАЯ ЦЕНА

✗ ✗ 2016 ✗

ПОДПИШИТЕСЬ! НА ЖУРНАЛ «НЕФТЬ И ГАЗ ЕВРАЗИЯ» OIL&GAS EURASIA

12.910 руб. 12.9 12.91

Печатная версия

11.619 руб.

15.576 руб. 15.5

Электронная версия

14.018 руб.

21.364 руб. 21.3

Комбинированная версия (печатная + электронная)

19.227 руб.

Профессионалы доверяют нам • Актуальные репортажи с мест событий. • Двуязычный формат — естественный «языковой мост» для российских специалистов и иностранцев, работающих в России и СНГ. • Среди постоянных читателей нашего издания — руководители среднего и высшего звена, специалисты по развитию бизнеса, техническим вопросам, а также главные инженеры, руководители предриятий и IT-служб. • Мы информируем вас о новых технологиях и возможностях их практического применения.

84552 – наш индекс в каталоге «Газеты. Журналы» агентства «Роспечать»

ЛЬГОТНАЯ ЦЕНА