НОВОСТИ
44
АНАЛИТИКА
РАЗВЕДКА
РАЗРАБОТКА
БУРЕНИЕ И ДОБЫЧА
Технология за Круглым Столом: Поглощения бурового раствора Technology Roundtable: Lost Circulation Татбурнефть: Регулируемый электропривод буровых насосов и его влияние на электрическую сеть Tatburneft: Drive Optimisation
ВЧНГ: Сокращение сроков строительства горизонтальной скважины на ВЧНГКМ VCNG: Cutting Horiztonal Well Costs
Официальное издание RDCR-2016 Official Publication to RDCR 2016
Проектирование и строительство скважин с БОВ на Юрхаровском НГКМ: Часть 2 Yurkhar’s ERD Wells: Part 2
www.rdcr.net doug.robson@rogtecmagazine.com www.rogtecmagazine.com
4 ROGTEC
2016 April 13th 2016, Kempinski Baltschug Hotel, Moscow 4th Russian Drilling Roundtable Russia´s leading event for drilling professionals Over 200 high level delegates from Russia’s leading operators and drilling contractors In-depth roundtable style discussions on latest regional drilling developments, technologies and services Limited sponsorship opportunities
BOOK NOW! “Tomorrow’s Drilling, Delivered Today”
www.rogtecmagazine.com
+34 951 388 667
Редакционная Коллегия Editorial: Шеф-редактор Editorial Director Nick Lucan nick.lucan@rogtecmagazine.com
Журнал ROGTEC выходит ежеквартально и публикуется TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Lacal 26, 29680 Estepona, Spain. Частичная или полная перепечатка отдельных материалов из журнала ROGTEC допускается только после получения разрешения от TMG Worldwide Publishing S.L.
Редактор материалов по России Russian Editor Bryan Harding bryan.harding@rogtecmagazine.com
Subscriptions: ROGTEC Magazine is published quarterly and is available on subscription for €100 per year, worldwide. Please contact info@rogtecmagazine.com for further information.
Отдел рекламы Sales: Директор по продажам Sales Director
Address changes. Please inform us of any address changes by writing to: info@rogtecmagazine.com.
Doug Robson doug.robson@rogtecmagazine.com
ROGTEC Magazine is published quarterly by TMG Worldwide Publishing S.L., Centro Comercial Diana, Lacal 26, 29680 Estepona, Spain. No part of ROGTEC may be reproduced in part or in whole, without prior permission from TMG Worldwide Publishing S.L.
Условия подписки: Журнал ROGTEC выходит ежеквартально, стоимость подписки с доставкой по всему миру - 100 евро в год. Для дополнительной информации отправьте сообщение на circulation@rogtecmagazine.com. Изменение адреса подписки: Просим своевременно присылать письменные уведомления об изменении адреса подписки на circulation@rogtecmagazine.com.
6 ROGTEC
Данный выпуск журнала ROGTEC переведен компанией Translation PRO. This issue of ROGTEC magazine was translated by Translation Pro Т: +7(4212) 65-72-68 М: +7-914-311-99-93 www.translationpro.ru
www.rogtecmagazine.com
Надежная конструкция Представляем БУ 5000/320т эшелонного типа, спроектированную специально для уникальных условий российского рынка. • Надежная эшелонная система для кустового бурения • Инновационная конструкция мачты и подвышечного основания, которая позволяет производить монтаж на уровне земли быстрее и легче • Система верхнего привода, предназначенная для работы в условиях с температурным режимом от минус 45°С до плюс 55°С • Интегрированная система контроля бурения Amphion™ • Защита бригады и оборудования в зимних условиях • Все оборудование проверено в российских условиях бурения http://www.nov.com/Kostroma
To learn more, download GO from the App Store or Google Play. ©2016 National Oilwell Varco | All Rights Reserved
Содержание
Contents
«Сокращение сроков строительства горизонтальной скважины на ВЧНГКМ
12
Verkhnechonskoye: Reducing Horizontal Well Construction Times
Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в Западной Сибири, Часть 2
22
New Achievements in Multilateral Drilling and Completions in Western Siberia, Part 2
Технология за Круглым Столом: Поглощения бурового раствора
52
Technology Roundtable: Lost Circulation
Регулируемый электропривод буровых насосов и его влияние на электрическую сеть
70
Rig Optimization: Mud Pumps and Variable Frequency Drives and Power System Performance
«Газпром нефть»: Работа на разрыв
82
Gazprom Neft: Multi Stage Fracturing
Внутрискважинный мониторинг в концепции «умной» скважины
94
NovosibirskNIPIneft: Smart Wells - Downhole Monitoring
106
RPI Reports: Difficult Times Ahead
RPI: Впереди ждут трудные времена
12 8 ROGTEC
52 www.rogtecmagazine.com
Гидроэнергия Для Добычи Нефти И Газа
© 2016 Halliburton. All Rights Reserved.
ТАМ, ГДЕ ДРУГИЕ ВИДЯТ ПРЕПЯТСТВИЯ, BAROID ВИДИТ ВОЗМОЖНОСТИ В конце 19-го века один из предпринимателей впервые применил в быту гидроэнергию для работы механизмов и освещения дома. Так же и мы в подразделении Baroid используем высокопроизводительные системы буровых растворов на водной основе — такие как наша система HYDRO-GUARD® — для улучшения устойчивости ствола скважины и увеличения скорости проходки (ROP) с одновременным снижением крутящего момента и осевых нагрузок. Наши буровые растворы повышают эффективность бурения и снижают негативное воздействие на окружающую среду, при этом обеспечивая снижение дополнительных затрат на эксплуатацию буровой установки. Вместе мы сможем расширить границы возможного. halliburton.com/baroid/challenge и halliburton.ru
Колонка шеф-редактора Сейчас все чаще говорят о том, что печатные издания изживают себя. Некоторые известные издательства недавно полностью перешли на публикацию в сети Интернет, но я хотел бы заверить наших подписчиков, что мы продолжим печатать журнал ROGTEC. К нам регулярно приходят благодарственные письма от читателей из самых дальних уголков России, получающих печатную версию журнала. Мы гордимся тем, что наш журнал считают ведущим изданием, а нашу компанию – лучшим организатором мероприятий в России. Издательство продолжит вкладывать инвестиции и увеличивать тираж, чтобы каждый экземпляр нашел своего читателя. Чтобы узнать, можете ли вы претендовать на бесплатную подписку, пожалуйста, напишите мне письмо. В последнее время мы наблюдали низкие цены на нефть, и хотя я не ожидаю каких-либо серьезных изменений в ближайшее время, я по-прежнему осторожно оптимистичен, и считаю, что мы уже достигли нижнего предела. В будущем цена на нефть, вполне возможно, составит 60-80 долларов за баррель, но я не верю в рассуждения об установлении границы в 40-50 долларов. Если к концу года цена поднимется до 50-60 долларов, я думаю, что вся отрасль сможет выдохнуть с облегчением. TMG Worldwide в настоящее время завершает подготовку к проведению 4-го Российского Круглого Стола по Бурению, RDCR-2016.. Мы всегда принимаем во внимание пожелания заказчиков, поэтому в этом году мероприятие будет исключительным. Мы прилагаем все усилия для привлечения абсолютно всех участников проектов операторов, буровых и сервисных компаний, а также поставщиков оборудования и технологий. Я искренне верю, что никакое другое мероприятие в России не может похвастаться таким большим количеством делегатов, и если вы работаете в буровом секторе, приглашаем вас принять в нем участие. На момент подготовки к печати более 180 делегатов подтвердили участие в круглом столе, 80 из которых работают в буровых подразделениях региональных операторов. Вы еще не зарегистрировались, тогда поторопитесь. Зайдите на сайт www.RDCR.net и нажмите кнопку регистрации.
10 ROGTEC
Возвращаясь к новому выпуску журнала, хотелось бы отметить, что он будет крайне интересным и насыщенным, и вы не сможете с этим не согласиться, узнав о содержании выпуска. В нем будет представлена вторая часть статьи о новых рекордах, поставленных компанией «Новатэк», которая будет презентована и на круглом столе по бурению. В журнале ROGTEC и на круглом столе также можно будет ознакомиться с решениями компании «Татбурнефть» в сфере оптимизации верхних приводов и повышения эксплуатационных характеристик буровых установок. Компания «ВЧНГ» представит свое видение возможности снижения затрат на строительство горизонтальных скважин. Мы также рады сообщить о публикации первой статьи «НовосибирскНИПИнефть», рассказывающей о планах компании на внедрение технологии «интеллектуальных скважин». Эта технология описывалась в предыдущем издании журнала в статье «Роснефть». Консультанты RPI представят очередной отчет, в котором подробно разбирается вопрос снижения темпов добычи в России. На круглом столе, посвященном технологиям, будут рассмотрены проблемы поглощения бурового раствора. Компания «Газпромнефть» расскажет об опыте применения многостадийного гидроразрыва и новых рекордах в данной сфере. Насколько мне известно, другой российский оператор в ближайшее время планирует применить 30-стадийную систему. Мы надеемся осветить эту тему в одном из следующих выпусков журнала ROGTEC после завершения работ. Надеюсь, вы найдете новый выпуск журнала полезным и интересным. Мы приветствуем все пожелания, и приглашаем вас принять участие в круглом столе по бурению. Присоединяйтесь к специалистам компаний «Роснефть», «Лукойл», «Салым Петролеум Девелопмент», «Газпромнефть», «Татнефть» и многих других 13 апреля в отеле «Балчуг Кемпински» в центре Москвы. Увидимся на мероприятии! Ник Лукан Шеф-редактор nick.lucan@rogtecmagazine.com
www.rogtecmagazine.com
Колонка шеф-редактора
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 11
EDITORSNOTES Editors Notes Dear Readers, We hear more and more about the demise of hard copy printing nowadays. Some notable publishers have recently moved to an online only service, but I would like to assure our readers that the hard copy of ROGTEC is here to stay. We regularly receive emails from the far corners of Russia thanking us for sending them the hard copies. We are proud to be seen as the leading upstream publication and event organiser in Russia and we will continue to invest into and update our circulation to ensure each copy reaches its target on time, every time. If you would like to see if you qualify for a free subscription, please drop me an email. We have seen low oil prices for some time now, and although I am not expecting any major swings anytime soon, I am still cautiously optimistic, and I do believe we have seen the bottom of this current rout. We may well find ourselves in a new era of 60 - 80 dollars a barrel, but I don’t buy into the 40-50 dollar long term argument. With a price of around 50-60 USD towards the end of the year I think the whole industry would breath a collective sigh of relief Here at TMG Worldwide, we are currently finalizing preparations for the 4th RDCR. We can never be accused of not learning or not listening to customer’s feedback and this year’s event is going to be exceptionally strong. We are perfecting the formula that attracts the full value chain from operators, through drilling and service companies, as well as equipment and technology vendors. I genuinely believe that no other event in Russia attracts such a high level of delegate and if you are involved in the drilling sector, you would do well to attend. At the time of going to press, over 180 delegates have confirmed attendance, with 80 of these being from the drilling teams of the regional operators. Not registered yet? Hurry before it’s too late! www.RDCR.net and click on the registration buttons.
12 ROGTEC
Back to this issue; as I mentioned earlier we are strengthening our product output and if you look at this issues content I think you will find it hard to disagree with me. We have the second half of the Novatek field case study, and this paper will also be presented at the RDCR drilling event. Also running in ROGTEC and presenting at the RDCR is Tatburneft’s piece looking at drive optimisation and improving rig performance. VCNG are looking at reducing horizontal well construction costs. We are also pleased to publish our first article from NovosibirskNIPIneft who are looking at the use of Smart Well Technology. This technology was also covered in our last issue by Rosneft. RPI continue their series of reports, supplying a valuable insight into potential production decline rates in Russia. Our technology roundtable is focusing on lost circulation, and finally, Gazprom Neft are looking at some of their multi stage frac jobs and the boundaries they are breaking. I understand that a 30 stage system is about to be deployed for another operator in Russia and we hope to cover this in a future issue of ROGTEC once the job has been completed. I hope you enjoy the issue, all feedback is welcomed and be sure to sign up to RDCR, come and meet Rosneft, Lukoil, SPD, Gazprom Neft, Tatneft any many, many more at on the 13th of April at the Kempisnki Baltschug, central Moscow. See you there!
Nick Lucan Editorial Director nick.lucan@rogtecmagazine.com
www.rogtecmagazine.com
ОАО «НафтаГаз»
команда высококвалифицированных специалистов
•
высокое качество работ и конкурентная продукция
•
основательный опыт и большие перспективы
•
Компания предоставляет полный спектр нефтесервисных услуг по следующим направлениям:
ОАО «НафтаГаз» многопрофильная компания, образованная в 2009 году. Предприятия компании работают на рынке нефтесервисных услуг и в сфере производства бурового и нефтегазопромыслового оборудования.
• Бурение нефтяных и газовых скважин • Подготовка к бурению нефтяных и газовых скважин (отсыпка кустовых площадок, вышкомонтажные работы; строительство внутрипромысловых дорог, кустовых оснований и амбаров под бурение; комплексное обустройство куста, монтаж буровых установок любых типов); • Капитальный и текущий ремонт скважин, освоение скважин и химизация технологических процессов; • Оказание услуг технологическим, грузоперевозящим транспортом и спецтехникой, осуществление вахтовых перевозок; • Производство и поставка устьевого и бурового оборудования.
+7 495 www.rogtecmagazine.com
589-12-12
|
info@naftagaz.com
|
www.NaftaGaz.com ROGTEC 13
БУРЕНИЕ
СОКРАЩЕНИЕ СРОКОВ СТРОИТЕЛЬСТВА ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ВЧНГКМ VERKHNECHONSKOYE: REDUCING HORIZONTAL WELL CONSTRUCTION TIMES Андрей Клабуков, координатор проекта, Weatherford Россия
Andrey Klabukov, Project Coordinator, Weatherford Russia
В. В. Шульга, начальник управления по бурению ПАО «ВЧНГ»
Vladimir Shulga, Director of Drilling Department, PJSC VCNG
Сроки строительства горизонтальной скважины на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении (ВЧНГКМ) удалось существенно сократить за счет бурения всего за один рейс секции под 178-миллиметровую эксплуатационную колонну с применением каротажного комплекса QuadCombo.
The construction time of a horizontal well at the Verkhnechonskoye oil and gas condensate field has been significantly reduced thanks to drilling a 178-mm production casing interval in a single run using the QuadCombo logging suite.
Андрей Дубровин, менеджер по наклонно-направленному и горизонтальному бурению, Weatherford Россия
На Верхнечонском месторождении постоянно ведутся работы по оптимизации бурения и строительства скважин. На сегодняшний день средняя продолжительность бурения горизонтальной скважины составляет порядка 3 недель (21-22 дня). Максимальное время тратится на бурение секции диаметром 215,9 мм под 178-мм эксплуатационную
14 ROGTEC
Andrey Dubrovin, Regional Operation Manager, Drilling Services, Weatherford Russia
The Verkhnechonskoye field keeps embracing optimization of well drilling and construction. To date, the average drilling time for a horizontal well is approx. 3 weeks (21-22 days). Most of the time is spent on drilling the 178-mm production casing interval with a 215.9-mm diameter, which takes 7-9 days on average, the drilling interval is from 1,600 to 2,400 meters, the final bottom hole target for the production casing is 2,200-3,200 m. Upon www.rogtecmagazine.com
DRILLING колонну (ЭК), что в среднем занимает 7-9 дней, интервал проходки – от 1600 до 2400 м, финальный забой под ЭК – 2200-3200 м. По окончании бурения для шаблонирования скважины используется компоновка низа бурильной колонны (КНБК) с комплексом каротажных приборов, куда входят инструменты AZD/TNP (плотностной каротаж), ShockWave (акустический), SpectralWave (спектральноазимутальная гамма), MFR (сопротивление). В среднем на шаблонирование без осложнений уходит порядка 2,5 суток. С сентября по ноябрь 2015 года на ВЧНГКМ проводились экспериментальные работы по бурению секции под 178-мм ЭК за два рейса. Первым рейсом с максимальными режимами велось бурение до Средней Мотской свиты. Далее осуществлялся подъем колонн, и для добуривания скважины использовалась КНБК с комплексом каротажных приборов, но без спектрального азимутального гамма-датчика SAGR, поскольку расчетное давление на окончательный забой не позволяло вести бурение на максимальном расходе промывочной жидкости. По окончании бурения и при окончательном подъеме проводились стандартные процедуры и сразу же спускалась эксплуатационная колонна диаметром 178 мм. Стоит отметить, что операции были проведены безопасно и быстро, проблем при их выполнении не возникало. В целом эти мероприятия позволили сократить сроки строительства скважины на 12-30 часов в зависимости от глубины спуска ЭК. После удачного опробования данной схемы бурения за два рейса ПАО «ВЧНГ» было принято решение провести эксперимент по бурению секции с использованием каротажных (LWD) приборов компании Weatherford за одну СПО. Для этого выбрали одну из скважин куста, где проводились работы. Глубина спуска колонны составила 2290 м. Траектория скважины не имела разворотов по азимуту и больших интенсивностей набора зенитного угла (не более 2,6°/30 м). Для подтверждения возможности бурения были проведены гидравлические расчеты, при этом максимальное давление на конец секции составляло 267 атм. 11 ноября была собрана и спущена не стандартная КНБК для бурения секции диаметром 215,9 мм (рис. 1).
Описание экспериментальной операции по бурению, проведенной на ВЧНГКМ
Целью проведения этой операции стало бурение до проектного забоя секции за один рейс. В итоге был пробурен интервал 585-2271,5 м длиной 1686,5 м при средней механической скорости 17,3 м/ч. www.rogtecmagazine.com
completion of the drilling, a wiper trip is performed using a bottom hole assembly (BHA) with a set of logging tools, including AZD/TNP (density), ShockWave (sonic/acoustic logging), SpectralWave (spectral azimuthal gamma ray), MFR (resistivity). The wiper trip without any complications takes approximately 2.5 days on average. From September to November 2015 experimental operations were carried out at the Verkhnechonskoye field, which included drilling the 178-mm production casing interval in two runs. The first run was performed at the maximum rate till the Central Moti suite. Then the string was pulled out of hole, and the final section was drilled using a BHA with a set of logging tools, but without a spectral azimuthal gamma ray sensor (SAGR), because the rated pressure on the target bottom hole did not allow drilling at the maximum circulation rate. Upon completing the drilling and during the final POOH, standard procedures were carried out and a 178-mm production casing was immediately run into the hole. It should be noted that the operations were performed safely and quickly without any problem. In total, these activities enabled the reduction of the well’s construction time by 12-30 hours depending on the depth of the production casing. After successful pilot operations of double-run drilling, PJSC VCNG decided to conduct an experiment on drilling the interval with Weatherford’s LWD tools in a single run. To do this, one of the wells at the pad was selected, where the operations were carried out. The casing setting depth was 2,290 m. The well trajectory had neither azimuth turning or a severe dogleg (not more than 2.6°/30 m). Drillability was confirmed by the hydraulic calculations, and the maximum pressure at the end of the interval was 267 atm. On November 11, 2015 a nonstandard BHA was assembled and run in hole for drilling a 215.9-mm interval (Fig. 1).
Experimental drilling operations conducted at the Verkhnechonskoye field
The objective of the operation was to drill an interval to the target depth in one run. As a result, a 1,686.5 m long 585-2,271.5-m interval was drilled with an average penetration rate of 17.3 m/h. The following regime was used for the drilling: the flow rate was 2,100 l/min, the load was 14-17 tons, the pressure drop across the positive displacement motor (PDM) amounted to 25-45 atmospheres. LWD tools were used while drilling, ECD
ROGTEC 15
БУРЕНИЕ Бурение велось в следующем режиме: расход составил 2100 л/мин, нагрузка 14-17 т, перепад давления на винтовой забойный двигатель (ВЗД) достигал 25-45 атмосфер. При бурении велся каротаж приборами LWD, обеспечивался контроль ЭЦП и показаний вибрации в режиме реального времени. В качестве промывочной жидкости использовался раствор РУО CARBO-DRILL. Бельская свита была встречена на глубине 692 м (глубина по вертикали – 658,26 м). В Бельской свите КНБК вела себя непредсказуемо: фиксировался рост или Рис 1. Не стандартная КНБК для бурения падение зенитного угла с Fig 1. Non-standard BHA интенсивностью 0,4-1°/30 м, при этом в Бельской свите прорабатывали каждую свечу. Усольская свита была вскрыта на измеренной глубине (MD) в 1052 м (глубина по вертикали – 980,52 м; расчетная интенсивность 1 м слайда – 0,3-0,38°/30 м). После вскрытия этой свиты КНБК давала расчетную интенсивность, при этом во время бурения скорость проходки не ограничивали. Перед вскрытием Осинского горизонта для исключения влияния солей Усольской свиты прокачали пресную пачку в объеме 20 м3. Осинский горизонт отмечен в интервале 1460-1515 м (глубина по вертикали – 1337,39-1380,97 м), здесь же был обеспечен участок стабилизации для установки электроцентробежного насоса (ЭЦН). Верхняя Мотская свита была вскрыта на глубине 1548 м (глубина по вертикали – 1406,6 м), расчетная интенсивность 1 м слайда составила 0,27-0,34°/30 м, при этом наблюдавшиеся скачки давления были связаны с переслоением пород. В Верхней Мотской свите при бурении в доломитах нагрузка на долото составляла 21 тонну (максимальная нагрузка на долото), при этом перепад давления на ВЗД достигал 40 атмосфер. Преображенский горизонт: измеренная глубина – 1886,15 м глубина по вертикали – 1598 м. Во время бурения прорабатывали каждую переходную зону. К
16 ROGTEC
and vibration readings were monitored in real-time. OBM CARBO-DRILL was used as a drilling mud. The Belsky suite was encountered at the depth of 692 m (true vertical depth of 658.26 m). In the Belsky suite the BHA behaved unpredictably: the zenith angle rose and fell with the intensity of 0.4-1°/30 m, while each stand was reciprocated in the Belsky suite. The Usolye suite was penetrated at a measured depth (MD) of 1,052 m (true vertical depth – 980.52 m; the www.rogtecmagazine.com
DRILLING кровле аргиллитов № 1 на глубине 1960 м (глубина по вертикали 1619,14 м) подошли с зенитным углом 75,7°. С этой глубины и до финального забоя снижение расхода составило до 1900 л/мин. После прохождения зоны аргиллитов № 1 с вращением, отбив кровлю ВЧ-1 на глубине 1993,6 м (глубина по вертикали – 1627,32 м), приступили к набору зенитного угла (ЗУ) при плановой интенсивности. К зоне аргиллитов № 2 на глубине 2069 м (глубина по вертикали – 1641,9 м) подошли с ЗУ 81,16°. Далее с глубины в 2200 м (глубина по вертикали – 1659,3 м) прошли кровлю ВЧ-2 и продолжили набор ЗУ до 90 градусов в соответствии с корректировками геологической службы компании-заказчика. По согласованию с ней окончательный забой секции под спуск обсадной колонны диаметром 178 мм составил 2271,5 м. На забое были промыты 2 цикла циркуляции, также был прошаблонирован интервал от забоя до глубины в 1850 м (т.е. 100 м выше зоны аргиллитов № 1) и обратно – при этом проблем зафиксировано не было. После промывки на забое специалисты приступили к подъему КНБК. При финальном подъеме были отмечены жесткие затяжки до 10 т в интервале 1521-1457 м (то есть в интервале Осинского горизонта и Усольской свиты), в данном интервале
ПОСЕТИТЕ НАС!
Мюнхен реля 2016 г., С 11 по 17 ап bauma neuson.com/ er ck wa w. ww
calculated dogleg severity of 1-m slide – 0.3-0.38°/30 m). After reaching this suite, the BHA provided the calculated dogleg severity, while the rate of penetration was not limited while drilling. Above the Osa formation a freshwater pill of 20 m3 was circulated to eliminate the influence of salts of the Usolye suite. The Osa formation was encountered in the interval at 1,460-1,515 m (true vertical depth – 1,337.39-1,380.97 m), where a stabilized section was provided for the installation of an electric submersible pump (ESP). The Upper Moti suite was penetrated at the depth of 1,548 m (true vertical depth – 1,406.6 m); the calculated dogleg severity of 1-m slide made 0.27-0.34°/30 m, while the pressure surges were observed due to the interbedded formation. In the Upper Moti suite while drilling in dolomites the weight on bit (WOB) was 21 tons (maximum WOB), while the pressure drop across the PDM reached 40 atmospheres. The Preobrazhen formation: measured depth – 1,886.15 m, true vertical depth – 1,598 m. Each transition zone was underreamed during drilling. A №1 argillite top at the depth of 1,960 m (true vertical depth of 1,619.14 m) was approached with a zenith angle of 75.7°. From this depth to the target the flow rate was reduced down to 1,900 l/min. After passing the argillite zone №1 with rotation, having
БУРЕНИЕ не прокачивалась опресненная пачка. При ревизии КНБК оказалось, что осевой люфт на ВЗД составляет 5 мм, при этом на оборудовании нашей компании признаки отработки не отмечались. Бурение успешно завершили 18 ноября, подъем и разборка КНБК осуществлялись на следующий день.
Основные выводы
1) Интервал под спуск обсадной колонны диаметром 178 мм пробурили за один рейс, при этом была обеспечена хорошая механическая скорость проходки, равная 17,3 м/ч, что является средним показателем по компании-заказчику. 2) Перепад давления при бурении с вращением до Средней Мотской свиты составил 45 атм, далее – 40-30 атм. Ограничение перепада можно связать с переслоением пород, ограниченным расходом, а также износом долота. 3) ВЗД с маслостойким эластомером отработал гарантийный ресурс на отказ (147,1 часов циркуляции), при ревизии наблюдался осевой люфт, равный 5 мм (допустимое значение). 4) Расчетная интенсивность использованной КНБК аналогична рабочей КНБК без каротажного комплекса LWD (процентное соотношение ротор/ слайд идентично, при этом для сравнения были использованы подобные профили секций). 5) Несмотря на большое количество центрирующих элементов в составе КНБК (дополнительно 2 полноразмерных), момент и вес соответствовали расчетным значениям. 6) Спуск ОК диаметром 178 мм был выполнен без осложнений.
taken down the top of VCh-1 at the depth of 1,993.6 m (true vertical depth – 1,627.32 m) the zenith angle buildup started with the planned dogleg severity. The argillite zone №2 at the depth of 2,069 m (true vertical depth – 1,641.9 m) was approached with a zenith angle of 81.16°. Further, from the depth of 2,200 m (true vertical depth – 1,659.3 m) VCh-2 top was passed and angle buildup was continued till 90 degrees according to the adjustments of the Customer’s Geology Department. In agreement with the Department, the final 178-mm casing interval target made 2,271.5 m. At the bottom 2 cycles of circulation were made, and wiper trip was also performed in the interval from the bottom hole to the depth of 1,850 m (i.e. 100 m above argillite zone №1) and back without any problems. After a bottom hole cleanout the BHA was pulled out of hole. The final pulling was accompanied by severe drags amounting up to 10 tons in the interval of 1,5211,457 m (i.e. in the interval of the Osa formation and the Usolye suite), where a fresh-water pill had not been pumped. When the BHA was inspected, it was found that the axial play on the PDM was 5 mm, and our company’s equipment had no signs of wear. Drilling was successfully completed on November 18; the BHA was pulled out of hole and dismantled the next day.
Conclusions
1) The 178-mm casing interval has been drilled in one run at a good penetration rate equal to 17.3 m/h, which represented the average number for the Customer. 2) While drilling with rotation till the Central Moti suite the pressure drop amounted to 45 atm, then to 40-30 atm. The low pressure drop may be associated with the interbedded rocks, limited flow rates, as well as bit wear. 3) The PDM with an oil-resistant elastomer has lasted for the warranty non-failure operating time (147.1 hours of circulation); the inspection showed an axial play of 5 mm (permissible value). 4) The calculated dogleg severity of the BHA used in the project is similar to that of a BHA without an LWD suite (the percentage ratio of the rotor/slide is identical, and the comparison was based on similar interval profiles). 5) Despite a large number of stabilizers in the BHA (2 additional full-sized components), the torque and weight corresponded to the calculated values. 6) 178-mm casing was run in hole without complications.
График бурения первой скважины
Секция под ЭК на первой из скважин была пробурена
18 ROGTEC
Drilling schedule of the first well
The production casing interval in the first well was also drilled in one run. Then wiper trip was performed together www.rogtecmagazine.com
DRILLING
Желаете сократить расходы на бурение? Postle и Hardbanding Solutions покажут Вам как...
DURABAND®NC 75-процентное снижение расходов на армирующее покрытие Сокращение спуско-подъемных работ Сокращение простоев Повышение производительности
www.hardbandingsolutions.com hbs550@hardbandingsolutions.com www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 19
БУРЕНИЕ также в один рейс. После чего осуществлялось шаблонирование с приборами каротажа. На графике бурения (глубина под ЭК аналогична второй скважине) видно, что время бурения секции составило 5,5 суток (по плану заложено 6,5 суток), на работы после добуривания секции под ЭК заложено 4,5 суток, при этом фактическое время составило 5 суток.
with logging tools. As shown in the drilling schedule (the production casing depth is similar to the second well), it took 5.5 days to drill the interval (the schedule plan provided for 6.5 days), while the operations following the drilling of the production casing interval were supposed to take 4.5 days, and the actual time amounted to 5 days.
График бурения второй скважины
На второй скважине время бурения под ЭК составило 6 суток (заложено было 7), фактическое время на выполнение работ после добуривания составило 4 суток (заложено было 3,5 суток). При этом был произведен осложненный подъем с проработкой, на выполнение которого дополнительно затратили порядка 16 ч и наблюдались осложнения при шаблонировании колонны КНБК с райбером, что потребовало еще 3 часа дополнительных работ. Таким образом разница во времени с первой скважиной при прочих равных условиях составила около 2 суток. Это соответствует фактическому времени, затраченному на шаблонировку с приборами каротажа на первой скважине, и составляет чуть менее двух суток.
Итоги использования КНБК с приборами каротажа LWD компании Weatherford Технологические: • Удачное расположение элементов КНБК (длин) как для сборки на буровой площадке, так и для бурения. • Загрузка источников и программирование были осуществлены без проблем. По датчику IDS (10-11 м от долота) при снятии замера можно точно сориентироваться и понять, каким будет официальный замер от HEL (38-39 м от долота) после очередной пробуренной свечи, т. е. возможно сокращение зоны непромера (стандартно оно составляет 17 м). • Большое количество центрирующих элементов при несложном профиле скважины (нет разворота по Az) не влияет на процесс бурения и хождения инструмента, т. е. расположение элементов КНБК в целом удовлетворительное, однако на сборку, программирование и загрузку уходит порядка 5 часов, что соответствует регламентированному времени, указанному в технических пунктах договора с компанией-заказчиком. Временные: • При бурении за один рейс с применением LWD приборов экономия времени при строительстве скважины составляет порядка 2 суток.
20 ROGTEC
Drilling schedule of the second well
In the second well it took 6 days to drill the production casing interval (the plan provided for 7 days), and the actual time for operations following the final drilling made 4 days (compared to 3.5 days planned). This included complicated pulling out of hole with reciprocation, which took additional 16 hours; there were problems while wiper drifting of the casing with a BHA with a riber, which required 3 hours of additional time. Thus, the duration compared to the first well took about 2 days, other factors being equal. This corresponds to the actual time spent on the wiper trip with logging tools in the first well, which makes a little less than two days.
Results of using a BHA with Weatherford LWD tools Technology: • Suitable arrangement of BHA components (lengths) both for assembly on the drilling site and for drilling. • Source loading and programming were carried out without problems. IDS sensor (10-11 m from the drill bit) allows taking measurement and accurately estimating and predicting the official measurement from HEL (38-39 m from the drill bit) to be received after another stand drilled, which means reducing the non measured zone (it is usually 17 m). • A large number of centering components with a simple well profile (no azimuth turning) does not affect the drilling process and drill pipe movement, i.e. the arrangement of BHA components is generally www.rogtecmagazine.com
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 21
БУРЕНИЕ • Зона вскрытых аргиллитов остается необсаженной гораздо меньший промежуток времени (почти 2 суток), что сокращает риски их обвала. Геологические: • Геологическая служба компании-заказчика получает информацию в режиме реального времени, что позволяет им лучше ориентироваться по вертикали спуска эксплуатационной колонны, и уже через несколько часов после окончания подъема получить обработанную и проанализированную петрофизиками компании Weatherford информацию по разрезу. • Как показала практика добуривания аналогичной КНБК на других скважинах, значительная длина и жесткость компоновки не позволяет использовать ее при разворотах по азимуту более 60 градусов. При глубине спуска колонны, превышающей 2700 м (даже без разворота азимута), наблюдаются проблемы в нижних интервалах с доведением нагрузки при бурении в слайде, за счет чего существенно снижается скорость проходки, а при скорости бурения свыше 60 м/ч иногда наблюдается некачественная запись каротажей. По окончании работ можно сказать, что применение КНБК с приборами каротажа при бурении под ЭК сразу из-под кондуктора дало значительное – почти в 2 суток – сокращение сроков строительства скважины. При этом снижаются риски обвала породы, а специалисты геологической службы максимально оперативно получают точную информацию по разрезу. Однако при выборе такой КНБК для бурения всей секции необходим индивидуальный подход к каждой скважине и учет всех возможных рисков, включая прихваты, нужно также принять во внимание особенности профиля скважины, что важно для проведения гидравлических расчетов и расчетов на дохождение нагрузки. На данный момент уже подобраны несколько скважин-кандидатов для проведения дальнейших испытаний. Внедрение данной практики на постоянной основе позволит ускорить введение новых скважин в эксплуатацию на ВЧНГКМ. Специалистами отдела бурения ПАО «ВЧНГ» совместно со специалистами «Везерфорд» ежедневно проводится работа по поиску путей сокращения сроков строительства скважин и снижения технологических рисков бурения.
22 ROGTEC
satisfactory. However, assembly, programming and loading takes approx. 5 hours, which corresponds to the time specified in the technical part of the contract with the Customer.
Time: • Drilling in one run using LWD tools saves approx. 2 days in the well’s construction. • The penetrated argillite zone remains open for a much shorter time period (almost 2 days), which reduces the risk of collapse. Geology: • The Customer’s Geological Department received information in real time allowing them to better understand the vertical of the production casing RIH, to get the profile data processed and analyzed by Weatherford’s petrophysicists in a few hours after POOH. • As proven by the experience, when drilling the final section with a similar BHA to other wells, the significant length and rigidity of the BHA prevents its use when using an azimuth turn by more than 60 degrees. When the casing setting depth exceeds 2,700 m (even without azimuth turning), it is a problem to deliver weight in the lower intervals while slide drilling, which significantly reduces the rate of penetration, and when the drilling rate exceeds 60 m/h, log recording quality may become poor. Upon the completion of the operations, it may be said that the use of a BHA with LWD tools to drill the production casing interval directly from under the surface casing significantly saves well construction time – by almost 2 days. Additionally, the risk of well collapse is mitigated, and geological specialists can promptly receive accurate information about the profile of the well. However, the selection of such a BHA to drill the entire interval requires an individual approach to each well and the consideration of all possible risks, including sticking; and it is also necessary to take into account the specific features of the well profile, which is important for hydraulic calculations and calculations of the complete load transfer. At the moment, several candidate wells have already been selected for further testing. The implementation of this practice on a regular basis will accelerate the delivery of new wells into operation at the Verkhnechonskoye field. Specialists of the VCNG Drilling Department jointly with Weatherford experts are constantly trying to find ways to reduce well construction times and mitigate drilling risks.
www.rogtecmagazine.com
Мировой лидер в производстве современных малогабаритных гироскопических навигационных систем для нефтегазового сектора
Высокоточные и надежные гироинклинометры, работающие в режиме непрерывной съемки, для всех профилей нефтегазовых скважин, в т.ч. сложных, устойчив к воздействию агрессивно высоких температур.
Stockholm Precision Tools на протяжении 20 лет является мировым лидером и надежным поставщиком современных гироскопических систем для нефтегазового и горнорудного сектора. Гироскопические инклинометры SPT обеспечивают высокую точность и достоверность измерений, при этом приборы невосприимчивы к магнитным помехам в стволе скважины, обеспечивают оптимальные эксплуатационные характеристики и
www.rogtecmagazine.com
Высокоскоростной непрерывный гироскопический инклинометр с внутренней привязкой к географической системе координат, к «истинному Северу»: высокая точность измерений в скважинах любого профилях (от вертикальных до горизонтальных) Превосходная устойчивость к механическим воздействиям, высокая надежность, не подвержен влиянию внешних магнитных полей Выдающаяся точность и скорость съемки среди гаммы гироинклинометров, представленных на рынке, скорость записи до 150 м/мин Простота в использовании, оптимальные массогабаритные характеристики, компактность и мобильность
режимы проведения измерений. Приборы компании SPT помогают нашим партнерам снизить время проведения ГИС, повышают оборачиваемость геофизических партий, снижают временные и финансовые издержки. Благодаря приборам SPT наши клиенты могут быть абсолютно уверены в том, что они получают наиболее точные и достоверные измерения, которые только могут обеспечить приборы этого типа.
www.stockholmprecisiontools.com
ROGTEC 23
БУРЕНИЕ
Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в Западной Сибири New Achievements in Multilateral Drilling and Completions in Western Siberia
Часть 2 - Part 2
Проектирование и строительство скважин с БОВ на Юрхаровском НГКМ Engineering and Construction of ERD Wells at the Yurkhar OGCF ЗАО «Инвестгеосервис» Туктаров Дамир Хатипович, Генеральный директор;
CJSC “Investgeoservice” Damir Tuktarov, General Director;
ЗАО «Инвестгеосервис» Гулов Артур Ривалевич, Директор департамента инженерии;
CJSC “Investgeoservice” Artur Gulov, Director of Drilling Engineering Department;
ОАО «НОВАТЭК» Глебов Евгений Владимирович, Заместитель директора департамента по технологии Департамента cкважинных технологий и супервайзинга;
JSC “NOVATEK” Evgeny Glebov, Deputy Director, Technology Department of Boreholes Technologies and Supervising;
ОАО «НОВАТЭК» Шокарев Иван Валериевич, Заместитель начальника управления скважинных технологий Департамента скважинных технологий и супервайзинга;
JSC “NOVATEK” Ivan Shokarev, Deputy Head, Technology Department of Downhole Borehole Technologies and Supervising;
ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» Курасов Александр Владимирович, заместитель генерального директора по бурению, начальник управления по бурению.
LLC “NOVATEK-Yurkharovneftegas” Alexander Kurasov, Deputy General Director - Drilling, Head of Drilling.
Продолжение статьи, первая часть которой опубликована в 43-м выпуске журнала ROGTEC.
This is the second part of this article. The first half ran in ROGTEC Issue 43
Раствор
Drilling Mud
Но при этом при строительстве рассматриваемых скважин применялась новая система бурового раствора на углеводородной основе (РУО), данная
But, at the same time, a new oil-based drillingmud (OBM) system was applied to the wells under consideration; this system provided superior performance allowing the successful conclu-sion of drilling program.
Раствор на углеводородной основе (РУО) давно и успешно используется на Юрхаровском НГКМ, строительство рассматриваемых скважин не стало исключением. Ниже приводится список преимуществ, позволивших РУО в свое время вытеснить традиционные для данного региона системы буровых растворов: • Высокая стабильность ствола; • Качественное первичное вскрытие; • Предотвращение дифференциальных прихватов; • Снижение коэффициента трения; • Повышение надежности работы элементов КНБК.
24 ROGTEC
Oil-based mud (OBM) was successfully used at the Yurkhar OGCF as well as within the wells being considered in this article. Below is the list of their advantages, which enabled the re-placement of traditional, regional, drilling-mud systems with OBM: • High wellbore stability • High-quality initial penetration • Prevention of differential sticking • Friction ratio reduction • Improved reliability of the BHA components.
www.rogtecmagazine.com
DRILLING система обеспечила превосходные характеристики бурения, позволившие успешно завершить бурение скважин. Так как классический раствор на углеводородной основе обладает реологическими характеристиками, которые принимают широкий диапазон значений при различных температурах, то, следовательно, эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) также будет обладать более широким диапазоном значений. Поэтому в рецептуре системы бурового раствора были применены новые химические реагенты, которые позволили добиться более плоского профиля реологических характеристик бурового раствора. Раствор, обладающий такими характеристиками, позволил производить строительство скважины в сложных горногеологических условиях. Основными изменениями в рецептуре является использование разработанного пакета эмульгаторов и нового модификатора реологии, обеспечивающих инертность роста реологии с понижением температуры. На основании имеющегося опыта и проектных данных для безаварийной проводки ERD скважин были поставлены цели: • Поддержание ЭЦП в безопасном коридоре значений; • Минимизировать риски осыпей/обвалов нестабильных интервалов, риск дифферен циального прихвата, риск поглощения в высокопроницаемых пластах; • Повысить качество очистки ствола скважины от выбуренной породы в верхних интервалах; • Минимизировать риски поглощения при креплении скважины; • Снизить коэффициент трения. Основным осложнением при строительстве скважины в интервале эксплуатационной и потайной колонн является нестабильность ствола скважины в интервале Покурской свиты и кровли продуктивных пластов группы БУ, а также риск поглощения бурового раствора. Перед проведением работ была построена модель промывки скважины с помощью гидравлических расчетов в специальном программном пакете (графики №1-3, расчеты указаны для www.rogtecmagazine.com
As the classic oil-based mud has the rheological properties that take on a wide range of values under different temperature conditions, thus the equivalent circulating density (ECD) will also take on a wider range of values. For this reason, the new chemicals were added into the mud composition to enable a more stable profile of rheological properties of the drilling mud. The mud, with these properties, allowed the wells to be drilled under complicated geological conditions. The major modifications of the mud’s composition included the use of a developed set of emulsifiers and a new rheologymodifier to ensure the stable growth of rheological properties through the temperature reduction range. Based on the past experience and project data, the following goals were set to provide a trouble-free ERD well drilling program: • Keeping the ECD within a safe operating range • Minimizing the risks of collapses in non-stable sections, the differential sticking risk, and the risk of mud loss in highly permeable formations • Improving the quality of wellbore cleanout and removal of drill cuttings from the upper sections • Minimizing the risks of mud loss while casing the wellbore • Reducing the friction ratio Whilst constructing the section for the production-casing and the tie-back strings, the main complications related to the wellbore’s instability in the Pokur suite and top of BU-group formations, as well as to the risks of drilling mud loss. Prior to execution, a well cleanout model was built using the hydraulic calculations carried out with a special software package (charts No. 1-3, calculations relate
График 1. Гидравлические расчёты при бурении секции 311мм. Параметры бурового раствора для расчета: PV=34, YP=20, СНС=20/35, R6/3=13/12, УВ=73/27. Критическая ЭЦП = 1,45 г/см3. Расчетное ЭЦП = 1,39 г/см3 Chart 1. Hydraulic Calculations for Drilling of 311mm Section Drilling-mud parameters for calculation: PV=34, YP=20, GS=20/35, R6/3=13/12, MW=73/27 Critical ECD = 1.45 g/cm3. Estimated ECD = 1.39 g/cm3
ROGTEC 25
БУРЕНИЕ секции под эксплуатационную колонну, аналогичные расчеты производились для каждой секции), под максимально допустимое значение ЭЦП подбирались оптимальные реологические параметры раствора и режимы бурения, из графиков видно, что расчетное ЭЦП не выше предельно допустимого (предельно допустимое ЭЦП-1,45г/см3). При обновлении геомеханической модели в режиме реального временипроизводилось уточнение данных пределов градиента давления бурового раствора в скважине, при котором будет сохранена стабильность, как со стороны обрушений, так и со стороны гидроразрыва пласта. А также, не будет происходить проявления пластового флюида в скважину. С точки зрения устойчивости ствола скважины плановые азимуты бурения не являлись самыми безопасными. Поэтому для обеспечения безаварийности проводки скважин требовались дополнительные решения, обеспечивающие приемлемые значения эквивалентной циркуляционной плотности при бурении.
График 2. Зависимость индекса очистки от изменения МСП и производительности насосов (для секции 311мм) Chart 2. Decontamination Index Correspondence to the IWP Changes and Pump Displacements (for 311 mm section)
График 3. Гидравлические расчеты промывки после спуска 245мм обсадной колонны (перед цементированием). Реология планируемо снижена до PV=30, YP=12, CНС=10/18. Температура бурового раствора 50 ºС Chart 3. Hydraulic Calculations on the Washing Out after Descending of 245 mm Casing String (prior to cementing). The rheology reduced in a planned manner up to PV=30, YP=12, and GS=10/18. The drilling mud temperature is 50°C
Постоянный контроль эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), контроль реологических параметров бурового раствора, актуализация и перерасчёты скоростей СПО и режимов бурения/промывок/проработок на основании рекомендации геомехаников позволили произвести строительство скважины в сложных горно-геологических условиях, требующих неукоснительного соблюдения всех параметров в “узком окне” допустимых значений. Применение геомеханики в реальном времени также позволило оперативно производить обработки бурового раствора для оптимизации параметров бурового раствора.
26 ROGTEC
to the sections below the operational string, and similar calculations were performed for each of the sections), as well as the rheological properties of the drilling mud and modes were matched to the maximum allowed value of the ECD: it is apparent from the charts that the estimated ECD is not above the maximum allowed value (the maximum allowed ECD is 1.45 g/cm3). During the real-time upgrade of the geotechnical model, the data was refined with the drilling mud pressure gradient constrains, under which the wellbore stability will be protected from both collapses and fracturing, as www.rogtecmagazine.com
EXPLORATION
Новый буровой двигатель АББ NMH423 Новый буровой двигатель NMH423
Отвечает требованиям отрасли:
• Используется для применения в лебедке и буровом насосе • Мощность в режиме S1 до 1800 л.с. (1340 кВт) • Мощность в режиме S9 до 2250 л.с. (1650 кВт) • Шариковые или роликовые подшипники (для применения с ременной передачей) • Испытан и сертифицирован для работы с преобразователями частоты АББ серий ACS800/ACS880
• • • •
Материал вала AISI4340 Класс изоляции 200 (H+) Степень защиты IP44 Максимальная скорость вращения 3000 об/мин • Взрывозащита Ex e IIC T3 Gb X • Высокая удельная мощность • Температура окружающей среды: -45…+55 °С
Контактный центр АББ 8 800 500 222 0 contact.center@ru.abb.com www.abb.ru/motors&generators www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 27
РАЗВЕДКА В случае признаков нестабильности ствола скважины (скачки давления, рост крутящего момента/неравномерность вращения БК, увеличения веса инструмента, выход обвального шлама на ситах) производились дополнительные промывки с прокачкой кольматирующих пачек, а также ограничения мех.скорости проходки и скорости движения бурильной колонны при промывках.
well as from formation-fluid flow into the well. In terms of wellbore stability, the planned drilling azimuths were not the safest. Therefore, to ensure the trouble free operations while drilling, additional factors are required in order to provide the acceptable values of the equivalent circulating density measured while drilling. The continuous monitoring of the equivalent circulating density (ECD) as well as the rheological parameters of the drilling mud, updated and recalculated tripping rates and drilling/cleanout/reaming modes based on the recommendations from the geomechanics engineers, enabled the construction of well under the complicated geological conditions requiring a strict observance of all the parameters within narrow range of allowed values. Additionally, a real-time application and updating of the geomechanics allows for the optimization of the drilling mud.
Выполнение данных мероприятий удалось безаварийно провести скважины в данной секции. Добиться снижения отфильтровывания и снизить риск поглощения позволили технологические операции по прокачке кольматационных пачек. Оптимальный фракционный состав кольматантов был подобран с помощью специального программного обеспечения (графики № 4-6). Из графиков видно, что расчёты по подбору фракционного состава полностью соответствуют полученным данным и перекрывают целевые значения. При бурении скважин на Юрхаровском НГКМ наиболее значимыми как по частоте, так и по объемам потерь являются поглощения при промывке перед цементированием либо при цементировании обсадной колонны. Эти поглощения имеют ряд особенностей по сравнению с условиями График 4. Подбор кольматантов для пластов БУ0 - БУ30.Рекомендуемый процесса бурения. Малый состав кольматирующей пачки: CalciumCarbonate MEDIUM – 175кг/м3 (70%); кольцевой зазор существенно CalciumCarbonate FINE – 75кг/м3 (30%). увеличивает эквивалентную Chart 4. Selection of Colmatants for BU0 - BU30 Formations. The recommended циркуляционную плотность и, composition of collimation pack is as follows: Calcium Carbonate MEDIUM – таким образом, увеличивается 3 (70%), and Calcium Carbonate FINE – 75 kg/m3 (30%) 175 kg/m вероятность гидроразрыва пласта. При спущенной обсадной колонне мероприятия If there were signs of wellbore instability (pressure spikes, по ликвидации поглощений бурового раствора increase of torque/uneven drill string rotation, increased затруднены. Между тем, поглощения влекут не только weight on bit, and occurrence of caved cuttings on the потери бурового раствора, но и снижают вероятность screens), the additional cleanouts with circulating bridging успешного цементирования обсадной колонны. agents were performed, as well as the penetration rate and drill string speed were subjected to limitations during Одной из превентивных мер по снижению the cleanouts. These measures enabled a trouble-free вероятности потери циркуляции при креплении drilling of this section. — применение технологии Integrated Borehole Strengthening Solution (i-BOSS). Данная технология The technological operations during circulation of the подразумевает подбор специализированных bridging agents allowed the reduction of seepages кольматантов и их концентраций на основе and loss risks. The optimal fractional composition of значений коэффициента Пуассона и модуля Юнга. bridging agents was blended with special software При превышении напряжений в горных породах (charts No. 4-6). The chart shows that the calculations (вызванных давлением циркуляции бурового applied to blend the fractional composition are in full раствора) над значением упругой деформации concordance with the data received and they возникают трещины микрогидроразрывов породы. overlap the target values.
28 ROGTEC
www.rogtecmagazine.com
EXPLORATION
INTEGRATED TRANSLATION SERVICES КОМПЛЕКСНЫЕ ПЕРЕВОДЧЕСКИЕ УСЛУГИ
VALUE AND TRUST
Tender documentation Engineering documentation Vendor documentation Contractual documentation Finance and Accounting HSE, Quality Assurance
Тендерная документация Техническая документация Документация поставщиков Контрактная документация Финансовая и бухгалтерская документация Обеспечение качества, охрана труда и окружающей среды
Advantages of working with us: Customer focus Process approach Highly trained and skilled personnel Long-term experience on major oil and gas projects in Russia and CIS
Преимущества: Ориентированность на заказчика Процессный подход Высококвалифицированные специалисты Многолетний опыт работы на крупных нефтегазовых Проектах в России и странах СНГ
Felix City Business Center Office 911 Dzerzhinskogo Str. 65, Khabarovsk Russian Federation Tel: +7 (4212) 65-72-68 Mobile: +(7) 914-311-99-93 office@translationpro.ru
Российская Федерация г. Хабаровск, БЦ Феликс Сити ул. Дзержинского 65, офис 911 тел: +7 (4212) 65-72-68 моб: +(7) 914-311-99-93 office@translationpro.ru
www.rogtecmagazine.com
IT Center Office 503 Krasnoarmeyskaya Str. 18/2, Komsomolsk-na-Amure Russian Federation Tel:+7 (4217) 521-585 Mobile: +(7) 914-311-99-93 k_getman@translationpro.ru
www.translationpro.ru
Российская Федерация г. Комсомольск-на-Амуре, IT Центр, ул. Красноармейская 18/2, офис 503 тел: +7 (4217) 521-585 моб: +(7) 914-311-99-93 k_getman@translationpro.ru
ROGTEC 29
БУРЕНИЕ
График 5. Подбор кольматантов для пластов БУ4 – БУ70. Рекомендуемый состав кольматирующей пачки: Calcium Carbonate MEDIUM – 40кг/м3 (20%), Calcium Carbonate FINE – 160кг/м3 (80%) Chart 5. Selection of Colmatants for BU4 - BU70 Formations. The recommended composition of collimation pack is as follows: Calcium Carbonate MEDIUM – 40 kg/m3 (20%), Calcium Carbonate FINE – 160 kg/m3 (80%)
График 6. Подбор кольматантов для пластов БУ80 – БУ83 (покрышка БУ80 представлена «шоколадными глинами», БУ81, БУ82, БУ83 пласты, находящиеся в разработке, со сниженным пластовым давлением).Рекомендуемый состав кольматирующей пачки: Calcium Carbonate MEDIUM – 140кг/м3 (55%), Calcium Carbonate FINE – 110кг/м3 (45%) Chart 6. Selection of Colmatants for BU80 - BU83 Formations (the cap over BT80 formation is represented by “chocolate clays”, BU81, BU82, and BU83 formations, which are under development, have a reduced formation pressure). The recommended composition of collimation pack is as follows: Calcium Carbonate MEDIUM – 140 kg/m3 (55%), and Calcium Carbonate FINE – 110 kg/m3 (45%)
При правильно подобранном кольматирующем составе, тот заполняет собой трещины и не дает им сомкнуться при снятии напряжений. Напряженное состояние горных пород в таком случае выше, чем было до появления трещин. Как следствие, давление гидроразрыва пород становится выше. Перед спуском обсадной колонны в открытом стволе производилась установка кольматирующей пачки i-BOSS, также были подобраны оптимальные
30 ROGTEC
While drilling the wells on the Yurkhar OGCF, the most significant by both frequency and volume of losses was the lost circulation from the cleanouts performed before or during the casing cementing. This lost circulation has some peculiarities compared to the drilling conditions. The small annular gap significantly increases the equivalent circular density and therefore, increases the probability of fracturing. While the casing string is lowered, the drilling mud lost circulation treatment is hindered. Meanwhile, the lost circulation implies not only the drilling mud loss, but it reduces the likelihood of a successful casing-string cement job. One of the preventive measures for the reduction of lost circulation probability when casing, is an application of the Integrated Borehole Strengthening Solution (i-BOSS) technology. This technology implies the blending of special purpose bridging agents and their compounds on a basis of the Poisson’s ratio and Young’s modulus values. If the rock stresses (caused by drilling mud circulation pressure) exceed the elastic deformation values, the micro fractures appear in the rock. In case of a properly blended bridging agents, the agent bridges across the fractures and does not let them to close up when the stresses have been released. In such case, the rock stresses become higher than they were before the appearance of fractures. As a result, the fracture gradient pressure increases.
Before running the casing string into the open borehole, an i-BOSS bridging agent was pumped and the optimal formula of grouting mixtures (spacer and cement mortar) were defined enabling the absence of losses during the cementing. When drilling a section for the tie-back string and the liner, a special purpose lubricating additive was included to the www.rogtecmagazine.com
DRILLING рецептуры тампонаж-ных смесей (буферных жидкостей и цементных растворов), в результате чего добились отсутствия поглощений во время цементирования. В интервале бурения под потайную колонну и под хвостовик была успешно использована специальная смазывающая добавка для растворов на углеводородной основе. Применение данной добавки позволило значительно снизить коэффициент трения, это подтверждается снижением крутящего момента (см. Рисунки 15.А -15.Б – скв.1-А и 3-А), улучшением равномерности вращения БК, снижением уровня вибраций, увеличением МСП и улучшением дохождения нагрузки на породоразрушающий инструмент.
Рисунок 15.А. Эффект от ввода специальной смазки EMI-1017 для РУО (скв.№ 1-А, секция 215.9мм) Figure 15.A. Result of Adding EMI-1017 Special-Purpose Lubricant for OBM (well No.1-A, 215.9 mm section)
Очистка ствола скважины
Очистка ствола скважины во время бурения секции под хвостовик являлась серьезной задачей в связи со значительным снижением расходов промывочной жидкости, в свою очередь используемых для обеспечения безопасных диапазонов ЭЦП. Для интервала открытого ствола соотношение диаметров инструмента к диаметру ствола, точнее их площади сечения (PHAR), составляло значение Рисунок 15.Б. Эффект от ввода специальной смазки EMI-1017 для РУО (скв.№ 2.34 и для верхних обсаженных 3-А, секция 215.9мм) интервалов выше потайной Figure 15.B. Result of Adding EMI-1017 Special-Purpose Lubricant for OBM (well колонны 178 мм составляло No.3-A, 215.9 mm section) диапазон от 2.18 до 4.7 (Таблица № 2), расход бурового раствора на протяжении всей oil based mud, which was successfully applied. секции 155.6 мм составлял 600 л/мин (160 гал/мин) This additive allowed for a significant reduction in the (см. Рисунок 16) при этом скорости восходящего friction ratio, which is confirmed by the reduction of потока промывочной жидкости составляли torque (see Figures 15.A - 15.B – No. 1-A and 3-A), an значения от 20.2 до 57 м/мин (Талица №2). Данные improvement in the rotation of the drillstring, decrease in условия четко описывают картину осложненной vibration, increase of IWP, and improvement in application очистки ствола скважины в интервалах “большого of the weight on bit. www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 31
БУРЕНИЕ
Wellbore Cleanout
Рисунок 16. Параметры расхода раствора и оборотов ротора на поверхности во время бурения секции155.6 мм Figure 16. Mud Flow and Rotor Revolution Parameters while Drilling 155.6 mm Section
диаметра”, которая вызвана необходимостью снижения диапазонов эквивалентной циркуляционной плотности. Разработка стратегии по очистке ствола скважины,
Cleaning the wellbore while drilling the liner section was a major challenge because of the significant drop in fluid consumption, which in turn is used, to ensure a safe range of ECD. As regards to the open hole section, the ratio between the tool diameter and wellbore diameter, or rather between their crosssection areas (PHAR), was 2.34, and for the upper cased sections above the 178 mm tie-back string it ranged from 2.18 to 4.7 (Table No. 2), the drilling mud flow rate throughout the whole 155.6 mm section was 600 l/min (160 gal/ min) (see Figure 16), while the upstream fluid speed ranged from 20.2 to 57 m/min (Table No. 2). These terms provide a clear picture of a complicated cleanout of wellbore in the (large-diameter) sections, which is conditioned by the need to reduce the equivalent circulating density ranges.
The development of a wellbore cleanout strategy, as well as the patient and precise adherence to this strategy including; careful monitoring of the friction ratios in the wells compared to the flow-charts
Элемент колонны String Component
Наруж Диам мм Outer Diameter, mm
Диам ствола мм Borehole Diameter, mm
Длина м Length, m
Глубина по стволу, м Measured Depth, m
Зенитный угол, град Inclination, deg.
Скорость восх потока Upstream Speed
КНБК BHA
122,000
155,575
49,00
8495,00
86,80
78,7400
1,6200
Ламинарный Laminar
600.00
86,80
56,7773
2,3400
Ламинарный Laminar
600.00
76,70
52,0886
2,3400
Ламинарный Laminar
600.00
74.06
20,1726
4,7000
Ламинарный Laminar
600.00
74,30
24,1787
3,0100
Ламинарный Laminar
600.00
74,00
23,5579
3,0600
Ламинарный Laminar
600.00
73,40
28,8331
2,2000
Ламинарный Laminar
600.00
9,70
29,7686
2,1800
Ламинарный Laminar
600.00
155,575 СБТ 101.6 мм HWDP 101.6 mm
101,600
159,420
3685,00
8495,00
220,497 СБТ 127 мм HWDP 127 mm
2115,00
127,000
4761,30
222,377 СБТ 149.3 мм HWDP 149.3 mm
149,225 220,497
2645,00
Соот-ние Режим потока Расход ПЖ диам-в Л/мин Flow Behavior Diameter Fluid Ratio Consumption, l/min
2645,94
Таб.2 . Соотношение диаметров бурильного инструмента и ствола скважины, распределение скоростей восходящего потока промывочной жидкости во время бурения секции 155.6 мм Table 2. The Ratio of Drilling Tool Diameter to Bore Diameter and the Upstream Fluid Speed Distribution when Drilling in 155.6 mm Section
32 ROGTEC
www.rogtecmagazine.com
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 33
РАЗВЕДКА
Рисунок 17. Дорожные карты весов (бурение 155.6 мм) Figure 17. Weight Flow Charts (155.6 mm drilling)
Рисунок 18. Дорожная карта весов при подъеме КНБК Figure 18. Weight Flow Chart for Hoisting BHA
а также терпеливое и точное следование данной стратегии, внимательное слежение за тенденциями трения в скважине на основе дорожных карт (см. Рисунки 17 и 18), использование раствора на углеводород-ной основе со специально подобранной рецептурой и своевременные рекомендации в про-цессе бурения и спуско-подъемных операций позволили успешно завершить бурение горизонтальных секций без осложнений, а также провести спуск хвостовика без вращения на всех скважинах проекта, несмотря на значительные возможные проблемы, связанные с очисткой ствола скважины.
(see Figures 17 and 18), the use of oil-based mud with specially blended formulas, and timely recommendations provided during drilling and tripping operations, have enabled a successful and trouble-free drilling of the horizontal sections, as well as running the liner without rotation in all the wells in the project through to the possible and significant challenges related to the cleanout of the wellbores.
Реализация вышеуказанных мероприятий и технологических решений, нацеленных на минимизацию возможных рисков при строительстве скважин, позволили безаварийно произвести строительство и добиться сокращения времени.
Крепление обсадными колоннами
Для успешного спуска эксплуатационных обсадных колонн на плановые глубины требовалось привлечение самых современных разработок в этой области. Предваритель-ные расчеты показали, что успех традиционного спуска зависит
34 ROGTEC
Lining with Casing
The successful running of the production casing strings to the planned depths required the implementation of the most up-to-date solutions available in the industry. The preliminary calculations suggested that the traditional lowering modes can be successful, subject to numerous factors such as the quality of wellbore (adherence to the path, absence of doglegs), cleanouts of the drill cuttings, and the use of centralizers. To facilitate the running of the production string to a depth of 5626 m, the following set of technological solutions were proposed at the planning stage: • Running the string with rotation and circulation – a special device enables not only the spinning-up of pipes, but also the rotation of pipes (with simultaneous cleanout) when running is hampered www.rogtecmagazine.com
БУРЕНИЕ • • • •
Рисунок 19.A. Диаграммы из оперативного рапорта геомеханической службы (скв.№ 3-А, секция 215.9мм) Figure 19.A Charts from the Operation Report of the Geomechanics Team (well No. 3-A, 215.9 mm section)
Рисунок 19.Б. Диаграммы из оперативного рапорта геомеханической службы (скв.№ 3-А, секция 215.9мм) Figure 19.B. Charts from the Operation Report of the Geomechanics Team (well No. 3-A, 215.9 mm section)
от многих факторов, таких как качество ствола скважины (соблюдение траектории, отсутствие интервалов резкого изменения направления скважины), очистки ствола от выбуренного шлама и применения центраторов. Для облегчения спуска эксплуатационной колонны на глубину 5626 м на стадии планирования был предложен следующий комплекс технологических решений: • Спуск колонны с вращением и циркуляцией – специальное устройство, позволяет не только свинчивать трубы, но и обеспечивает вращение
36 ROGTEC
Automated elevator and links Special composite casing-string centralizers allowing the significant friction reduction whilst running the casing (to 0.15-0.20) TesTORK™ wireless system to measure the torque and torsion angles Pipes with premium threaded junctions to ensure the running of the 244.5 mm heavy casing string with rotation
A hydraulically-activated device is used to lower the casing string with rotation (see Figure 20). During the operation, the device should be installed into the casing pipe and packed off forming a tight bond, which allows: • Casing-pipe twisting • String pulling and pushing (reciprocating) • String rotation • Cleanout • Combining the afore-mentioned operations if required A special composite centralizer (see Figure 21) provides a decreased friction ratio, when contacting the borehole walls, which considerably increases the successfulness of running the casing-string into the planned ERD-wellbore bottom [10]. The centralizer is made of a durable material ensuring the proper centralization of a casing string in order to provide a high quality of cementing operations. Its ellipsoid shape enables smooth drilling in the tight-spot and cutting-bed sections.
The features of special centralizers are as follows: • Low friction ratio • Exploitable at temperatures from -40°C to +245°C • Chemically stable • Easy to use – low weight • Usable for casing strings, liners, and filters • Ergonomic design facilitating the circulation of drilling mud and cement mortar, and reducing the ECD thereby • Rotatable www.rogtecmagazine.com
DRILLING (одновременно с промывкой) при осложненном спуске; • Автоматизированные штропа и элеватор; • Композитные специальные центраторы обсадной колонны, позволяющие значительно снизить трение при спуске (до 0.15-0.20); • Беспроводная система измерения крутящего момента и углов поворота TesTORK™; • Для обеспечения спуска тяжелой 244.5 мм обсадной колонны с вращением Рисунок 19.В. Диаграммы из оперативного рапорта геомеханической службы были запланированы трубы с премиальными резьбовыми (скв.№ 3-А, секция 215.9мм) Figure 19.C. Charts from Operation Report of Geomechanics Unit (well No. 3-A, соединениями. 215.9 mm section) Устройство для спуска обсадной колонны с вращением представляет собой гидравлически активируемый прибор (см. Рисунок 20). В процессе работ прибор устанавливается в обсадную трубу и пакеруется, тем самым образуется герметичное соединение, позволяющее: • Скручивать обсадные трубы • Тянуть и толкать Увеличение (расхаживать) колонну; диаметра • Вращать колонну; • Производить промывку; • При необходимости комбинировать вышеперечисленные действия. Специальный композитный Рисунок 19.Г. Диаграммы из оперативного рапорта геомеханической службы центратор (см. Рисунок (скв.№ 3-А, секция 215.9мм) 21) имеет сниженный Figure 19.D. Charts from the Operation Report of the Geomechanics Team коэффициент трения при (well No. 3-A, 215.9 mm section) контакте со стенками скважины, что позволяет Overall 378 centralizers were placed into well No. 1-A, and значительно увеличить 342 centralizers – into well No. 3-A. вероятность успешного спуска обсадной колонны до проектного забоя скважины с БОВ[10]. The thorough preparation of the wellbore and the Центратор изготовлен из прочного материала, application of the above mentioned technologies enabled обеспечивающего хорошую централизацию a successful running of the 244.5 mm casing string. Besides, обсадной колонны для качественных цементных as no rotation of the casing string was required whilst running работ. Эллипсоидная форма позволяет без (see Figure 22 – Weight Chart during Descent), while the осложнений проходить интервалы сужения ствола hookload reserve was more than 100 tons. и скоплений шлама. www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 37
БУРЕНИЕ The cement mixtures specifically designed for the Yurkhar OGCF contained special-purpose additives which were used during the ERD-well construction: • To counteract the gas migration – gas blockers • To prevent the cement loss – bridging agents The special formula of spacers ensured an effective cleanout of the oil-based mud, due to: • Reduced interphase stresses • Liquefied oil basis for the drilling mud • Decreased viscosity ratio at the interphase boundary • Modified wetting properties of the string and formation surfaces - from hydrophobic to hydrophilic
Рисунок 20. Система Спуска Обсадных Колонн(ССОК) – CasingDriveSystem™. Figure 20. Casing Running Tool – Casing Drive System™ (CDS)
Характеристики спец.центраторов: • Низкий коэффициент трения; • Используется от -40°C до 245°C; • Химически инертный; • Легкий в использовании – малый вес; • Используется для обсадной колонны, хвостовиков, фильтров; • Эргономичный дизайн облегчает прохождение бурового и цементного растворов и тем самым снижающий значения ЭЦП; • Можно вращать. В скважину № 1-А было спущено 378 центраторов, в скв.№ 3-А– 342 центратора. Тщательная подготовка ствола скважины и применение технологий, озвученных выше, позволили
38 ROGTEC
The cementing of the Тело из термопластика production strings Thermoplastic body of the ERD wells was performed in one step raising the cement to the wellhead. While preparing the string centering design, it was succeeded to raise the eccentricity ratio to over 80-85 Стопорные кольца per cent in the most Locking rings important sections Рисунок 21. Специальный (target formation, композитный центратор problem areas, and drift angle buildup Figure 21. Special Composite sections) and to Centralizer at least 70 per cent in the openhole section. The absence of annular oil and water production is an indication of the uniform distribution of cement in the borehole annulus and the achievement of the laboratory testing parameters of the cement’s compressing strength.
Special Equipment for the Tie-Back String and for Running the Liner
A reaming shoe was applied to drill in the unstable clay section whilst running the tie-back string (see Figure 23). • This equipment includes a torpedo-shaped casing shoe with a special hydraulic rotary drive; • The calibrator-shoe provides the wellbore reaming whilst running the casing string/liner with circulation, while the string itself is not rotating. A borehole swivel (see Figure 24) was successfully used to descend the liner into the well No. 1-A. • Significant increase in the application of load to the liner (reduction of the so-called buckling) effect – lowered risk of tool jackknifing) www.rogtecmagazine.com
DRILLING Скважина 373 спуск 245мм ОК Descent of 245mm CS into Wellbore 373
При строительстве скважин с БОВ использовались тампонажные растворы специально, разработанные для Юрхаровского НГКМ, имеющие в своем составе специальные добавки для: • Борьбы с миграцией газа - газоблокаторы; • Предотвращения поглощений цементного раствора - кольматанты. Специальные рецептуры буферных жидкостей, обеспечили эффективный вымыв раствора на углеводородной основе, благодаря: • Снижению межфазных напряжений; • Разжижению масляной основы бурового раствора; • Снижению отношения значений вязкости на границе раздела фаз; • Изменению смачиваемости поверхности колонны и породы с гидрофобной на гидрофильную;
Глубина по стволу (м) Measured Depth (m)
успешно спустить 244.5 мм обсадную колонну. При этом спуск колонны не потребовал вращения обсадной колонны (см. Рисунок 22 - график весов при спуске), а запас веса на крюке составлял более 100 т.
Вес (т) Weight (tons) Рисунок 22. график весов при спуске 245мм ОК (скв.1-А) Figure 22. Weights Chart during 245 mm CS Descent (Well No. 1-A)
• Descent of liner with rotation of the transportation string • The liner itself is not rotating
Geo-Steering in the Target Horizon Рисунок 23. Прорабатывающий турбобашмак Figure 23. Reaming Turbo Shoe
Construction of these wells is complicated by an availability of various geological ambiguities occasioned by insufficient information about structural and lithologic fabrics. Deposits are represented by the discrete reservoir sandy rock beds separated with the massive shale streaks (see Figure 25).
Цементирование эксплуатационных колонн скважин с БОВ было выполнено в одну ступень с поднятием As the deposits are localized at a deep depth, there is цементного раствора до устья. При подготовке uncertainty regarding the position of productive bed дизайна по центриро-ванию колонн удалось добиться boundaries. If the horizontal ERD wells are significantly показателей коэффициента эксцентричности более remote from the drilled exploration wells, an uncertainty 80-85% в наиболее важных интервалах (продуктивный appears in behavior of structure, which can be пласт, проблемные зоны, интервалы интенсивного набора параметров кривизны) и не менее 70% в интервале открытого ствола скважины. Отсутствие межколонных углеводородных и водных проявлений говорит о том, что цементный камень в заколонном пространстве равномерно распределился и достиг лабораторных Рисунок 24. Скважинный вертлюг Swivel Master Figure 24. Swivel Master значений прочности на сжатие. www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 39
БУРЕНИЕ
Специализированная оснастка для потайной колонны и спуска хвостовика
Для прохождения интервала нестабильных глин при спуске потайной колонны использовался прорабатывающий башмак (см. Рисунок 23). • Оборудование представляет собой прорабатывающий торпедообразный башмак обсадной колонны со специальным гидравлическим приводом вращения. • Башмак-калибратор обеспечивающий проработку Рисунок 25. Профиль скважины на сейсмическом разрезе с выделенными ствола скважины при спуске целевыми интервалами (желтый), глинистые межпластовые перемычки (серый). обсадной колонны/ Цифры вдоль траектории обозначают глубину в метрах по стволу, через хвостовика при подаче запятую горизонтальный отход от устья скважины в метрах циркуляции через него, сама Figure 25. Wellbore Profile at the Seismic Cross-Section with the Highlighted Target колонна при этом не Intervals (in yellow) and Interstratal Shale Streaks (in gray). The figures along the well path вращается are indicating of bore depth in meters and, separated with comma, of horizontal step• Значительно увеличивает out distance from the wellhead in meters доведение нагрузки на conditioned by the local structural or stratigraphic хвостовик (снижение т.н. processes. When drilling the ERD wells, the need for «buckling» эффекта – уменьшает риск складывания reference to stratigraphic markers is particularly topical инструмента). because of increase of the probable aggregate errors in • Спуск хвостовика с вращением транспортной the MWD inclination measurements (so called ellipse of колонны. errors), which can total tens of meters for such wells. • Сам хвостовик при этом не вращается. Under the specified conditions, it seems to be insufficient to provide the simple geometric approach and there is a Геонавигация в целевом горизонте need for application of the comprehensive approach to Строительство таких скважин осложняется наличием the well-drilling operations, which requires a use of the full множества геологических неопределённостей, range of geo-steering techniques. Application of full set of вызванных отсутствием достаточной информации surveys for geo-steering during the multiple intersection о структурном и литологическом строении. Залежи proved its relevance during the construction of record ERD представлены разобщенными пластами песчаных wells in the mainland Russia. пород-коллекторов, разделенными массивными глинистыми перемычками (см. Рисунок 25). For optimal placement of horizontal bore of the extendedreach wells on the Yurkhar field, a set of logs was used С учетом локализации залежей на значительной when drilling (a gamma-ray logging, resistivity, density глубине возникает также неопределенность and neutron porosity), which enabled a reliable real-time положения границ продуктивных пластов. При assessment of the porosity and permeability properties значительном удалении горизонтальных скважин БОВ (PPP) of penetrated section. Thereby, it succeeded to от пробуренных разведочных скважин, возникает optimize the costs by elimination of a need for repeated неопределенность в поведении структуры, которая geophysical surveys in the open wellbore after drilling, может быть вызвана локальными структурными или which also reduced the risk of complications associated стратиграфическими процессами. Необходимость with the stability of wellbore rocks during the overwriting. привязки к стратиграфическим маркерам при The assessment of structural features was carried out бурении скважин БОВ особенно актуальна, в on a basis of interpretation of azimuthal measurements связи с увеличением вероятной накопленной (density image). погрешности замеров инклинометрии (т.н. эллипс неопределенности), которая может составлять The target production horizon is associated with the десятки метров по вертикали для скважин такой sediments of the Valanzhin OGC of the Tangalov suite. конструкции.
40 ROGTEC
www.rogtecmagazine.com
DRILLING В указанных условиях простой геометрический подход к бурению скважин недостаточен, необходимо применение комплексного подхода к процессу проводки скважин, предусматривающего использование полного спектра методов геонавигации. Применение полномасштабного комплекса исследований в процессе геонавигации при многопластовом пересечении доказало свою актуальность в процессе строительства рекордных скважин с большим отходом от вертикали в пределах материковой части России.
Рисунок 26. Оптимизированный профиль скважины БОВ с распределением свойств ГК по разрезу. На планшете представлены данные каротажа (real-time), а также имидж плотности и результаты его интерпретации Figure 26. Optimized ERD Wellbore Profile with Distribution of GR Properties throughout the Section. The tablet represents the (real-time) logging data as well as the density image and its interpretation results
Для оптимального размещения горизонтального ствола скважин с большим отходом на Юрхаровском месторождении был использован комплекс каротажа во время бурения (гамма каротаж, сопротивление, плотность и нейтронная пористость), позволяющий в режиме реального времени выполнять надежную оценку фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) вскрываемого разреза. Таким образом, удалось добиться оптимизации затрат посредством исключения необходимости повторного проведения геофизических исследований в открытом стволе после бурения, что также снизило риски осложнений связанных со стабильностью пород ствола скважины при перезаписи. Оценка структурного залегания во время бурения производилась на основе интерпретации азимутальных измерений (имиджи плотности). Целевой продуктивный горизонт, связан с отложениями Валанжинского НГК Тангаловской свиты. Свита состоит из чередования слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для задачи многопластового пересечения продуктивных интервалов горизонтальной секции, выработана оптимальная стратегия проводки ствола скважины, которая заключалась в более резком прохождении глинистых перемычек и зон глинизации между продуктивными интервалами и последующее выполаживание в интервалах наилучших коллекторских свойств. Помимо геологических задач данная стратегия оптимизировала профиль скважины для снижения рисков связанных со стабильностью глинистых пород, которые могли привести к технологическим осложнениям. www.rogtecmagazine.com
The suite consists of the alternating beds of sandstone, siltstone and mudstone. An optimal wellbore drilling strategy was developed to solve the multiple productive for-mation intersection task, which implies a more abrupt drilling in the shale streaks and shale-out zones between the productive sections, as well as the subsequent landing in the sections of the best reservoir properties. Beside of the geological challenges, this strategy optimized the wellbore profile in order to reduce the risks associated with the clay rock stability, which could lead to the technological complications. Continuous correlation of the drilled section and definition of the wellbore position relative to stratigraphic markers were carried out on a basis of the incoming real-time GIS data (GR log, electrical resistivity, neutron density log). In accordance with the density image interpretation, the local bedding angles were defined enabling the refinement of structural model. This set of studies proved its effectiveness for such structure of deposit, especially when penetrating the shale streaks between productive sections, the contrasted density allowed the assessment of bedding angles with a high confidence. The information on structural bedding allowed the calculation of stratigraphic thickness of penetrating beds and the forecast of its changes in the azimuth of drilling. This set of information enabled the timely adjustments to the planned path when drilling, which allowed the optimization of profile for both execution of geological tasks and reduction of technological risks (see Figure 26).
ROGTEC 41
БУРЕНИЕ На основе данных ГИС, поступающих в режиме реального времени (ГК, УЭС, нейтронно-плотностной каротаж), производилась непрерывная корреляция разреза с пробуренными скважинами и определение положения ствола скважины относительно стратиграфических маркеров. По данным интерпретации плотностного имиджа определены локальные углы залегания пластов, позволяя Рисунок 27. Сравнение планового и фактического профиля с учетом уточнять структурную обновленной модели. Пунктиром обозначены обновленные поверхности. модель. Данный комплекс Сплошной линией – первоначальная модель исследований доказал свою Figure 27. The Comparison of Planned and Actual Profiles Subject to Updated Model. эффективность в условиях Updated surfaces are indicated with dotted line; a solid line indicates the initial model строения месторождения, в особенности при пересечении The adjustments to the planned path in the horizontal глинистых перемычек между section of wellbore were caused by the significant продуктивными интервалами, контраст плотности changes of vertical bed thickness (from 2.5 to 12 m), позволял оценивать углы залегания структуры the structural features in the azimuth of drilling (varying с высокой достоверностью. Информация о by +/- 2.5 deg.), and the lateral unevenness of reservoir структурном залегании позволяла производить properties. расчёты стратиграфических толщин вскрываемых пластов и прогнозировать их изменение в азимуте During the geo-steering, a significant structural and local бурения. Данный набор информации в процессе variability was revealed in the azimuth of drilling (see Figure бурения позволял вносить своевременные 27). However, the applied set of incoming real-time GIS изменения в проектную траекторию скважины, data for geo-steering purposes allowed the reduction что позволило оптимизировать профиль, как для of encountered uncertainty impact on the achievement выполнения геологических задач, так и для снижения of geological targets. Based on the interpretation of технологических рисков (см. Рисунок 26). azimuthal measurements, the timely adjustments of the Корректировки проектной траектории горизонтальной path were performed to optimize the wellbore position in the section of the best reservoir PPP specified during the секции скважины вызваны значительными drilling operations. изменениями вертикальной мощности пластов (от 2,5 до 12 м), структурными особенностями в азимуте Due to the developed comprehensive approach to the бурения (вариации +/- 2.5 град.), латеральной geo-steering program, the effective length of borehole невыдержанностью коллекторских свойств. within the productive reservoirs was increased compared to the planned length. The analysis of azimuthal data В процессе геонавигации выявлена существенная (image) during drilling operations decreased the structural структурная и локальная изменчивость в азимуте uncertainty and allowed the reduction of penetration into бурения (см. Рисунок 27). Однако используемый the shale sections by 14% at the average, as well as the комплекс данных ГИС поступающих в реальном maximization of penetration in the section of the best времени для целей геонавигации скважины позволил reservoir PPP. снизить влияние встреченных неопределенностей на выполнение геологических целей. На основе For the first time in the mainland Russia, an advanced интерпретации азимутальных измерений внесены Acoustic Logging was applied during the drilling своевременные корректировки в траекторию для operations at the well construction on the Yurkhar field. оптимального расположения ствола скважины в Before proceeding to the project implementation, the интервале наилучших ФЕС коллектора, выделяемых в petrophysicists of the GIS interpretation team performed процессе бурения. the preparation and planning activities based on the data on neighboring wells provided by the Customer. Благодаря выработанному комплексному подходу к
42 ROGTEC
www.rogtecmagazine.com
DRILLING геонавигации, эффективная длина ствола, проложенная в пределах продуктивных коллекторов, была увеличена в сравнении с плановой. Анализ азимутальных данных (имиджей) во время бурения суще-ственно снизил структурную неопределённость и позволил снизить проходку в глинистых интервалах в среднем на 14%, а также максимально увеличить проходку Рисунок 28. Обработанные данные Акустического Каротажа совместно с непосредственно в интервале данными стандартного каротажа в процессе бурения, а также рассчитанные наилучших ФЕС коллектора. пластические свойства горных пород Figure 28. Acoustic and Standard Log Data Processed When Drilling, and Estimated В процессе строительства Plastic Properties of Rocks рассматриваемых скважин Юрхаровского месторождения впервые на континентальной части России был применен передовой комплекс Акустического Каротажа в процессе бурения. Прежде чем приступить к реализации проекта петрофизиками группы интерпретации ГИС была проведена подготовка и планирование на основании данных, предоставленных Заказчиком по соседним скважинам. Предоставленные данные позволили оптимально подобрать параметры для комплекса Акустического Каротажа для получения достоверных данных, как в реальном времени, так и из памяти прибора.
Рисунок 29. Окончательная интерпретация на основании данных в процессе бурения. Рассчитанные ФЕС, выделенный характер насыщения по результатам объемной модели Figure 29. Final Interpretation Based on the Data Received When Drilling. The estimated PPP and the defined saturation behavior according to the 3D-model results
В процессе бурения командой петрофизиков выполнялся круглосуточный монито-ринг и обработка данных в реальном времени (см. Рисунок 28), а также, производилась поддержка группы геомехаников. По окончанию бурения данные из памяти АК прибора были обработаны группой интерпретации ГИС.
These data allowed the selection of optimal parameters for Acoustic Logging to obtain both the reliable real-time data and the data stored in device memory.
Комплекс акустического каротажа в процессе бурения совместно со стандартным комплексом в процессе бурения позволил решить геомеханические задачи такие как: расчёт механических свойств горных пород и обновление модели стабильности ствола скважины в режиме реального времени.
The team of petrophysicists carried out 24-hour monitoring and real-time data processing when drilling (see Figure 28), as well as provided a support to the geomechanics team. Upon the completion of drilling works, the data stored in the AL device memory were processed by the GIS interpretation team. The set of acoustic logs maintained when drilling, along with the standard set of logs maintained during the drilling operations, allowed the solution of geomechanics tasks, such as: the calculation of mechanical properties of rocks and the real-time update of wellbore stability model.
На основании данных ГИС, полученных из памяти приборов (ГК, УЭС, нейтронно-плотностной каротаж,
A quantitative interpretation was carried out on a basis of the GIS data obtained from device memory (GR log,
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 43
БУРЕНИЕ фотоэлектрический фактор), а также данных, предоставленных заказчиком (керновые данные, главы подсчета запасов) была произведена количественная интерпретация. По данным каротажа в процессе бурения была построена петрофизическая модель через реализацию системного подхода, позволяющего произвести одновременное решение системы линейных и нелинейных петрофизических уравнений. Данными уравнениями являются показания соответствующих геофизических методов, обусловленные объемным содержанием компонент модели (минералов, флюидов) и их петрофизическими свойствами (параметрами). На основании объемной петрофизической модели были рассчитаны основные фильтрационно-емкостные свойства, а также уточнена литология разреза и определен ха-рактер насыщения в коллекторах. Петрофизическая интерпретация (см. Рисунок 29) позволила оценить эффективную длину ствола, проложенного в пределах продуктивных коллекторов и показала успешность комплексного подхода Геонавигации.
Рекордная многоствольная скважина
Многоствольное бурение и заканчивание является хорошо известным способом увеличения нефтегазоотдачи, который широко используется в настоящее время. Ствол скважины с несколькими разветвлениями – боковыми стволами – снижает общие затраты, увеличивает производительность и улучшает дренирование пласта-коллектора. Популярность такого подхода растет год от года, поскольку такие типы скважин помогают увеличить извлеченные запасы и позволяют облегчить управление залежью при ее эксплуатации. Однако стоит отметить, что строительство скважин со сложными профилями является очень сложной задачей с большой долей риска. Но последние достижения и развитие систем все более убеждают добывающие компании в том, что преимущества перевешивают недостатки. При бурении скважин с большими отходами такой подход становится еще более выгодным, однако растут и риски, с которыми такие работы обычно связаны. Скважина №3-А Юрхаровского месторождения планировалась [11] как двуствольная скважина 3-го уровня заканчивания TAML. Определение уровня многоствольного заканчивания TAML является ключевым критерием при планировании строительства многоствольной скважины. Уровень многоствольного заканчивания TAML определяется исходя из будущих целей и планов компании–оператора
44 ROGTEC
electrical resistivity, neutron density log, photoelectric factor) as well as the data provided by the customer (core data, reserve calculation data). A petrophysical model was built on a basis of the data logged when drilling, by applying a systematical approach in order to solve the set of linear and nonlinear petrophysical equations simultaneously. These equations represent the readings of corresponding geophysical tools con-ditioned by the cubic content of component model (minerals, fluids) and its petrophysical properties (parameters). Based on a petrophysical cubic model, the basic porosity and permeability properties were estimated, the formation lithology was refined, and the saturation behavior of reservoirs was defined as well. The petrophysical interpretation (see Figure 29) enabled an estimation of effective length of borehole in the productive reservoirs and showed the success of comprehensive approach to the geosteering.
Record Multilateral Well
The multilateral drilling and completion is a well-known way to increase gas and oil recovery, which is common practice nowadays. A wellbore with multilateral wells – sidetracks – reduces the total costs, increases the productivity, and improves the production of the reservoir. The acceptance of this technology grows year on year, as this type of well increases the recoverable reserves and facilitates the field’s management during production. However, it is worthy to note that the complex well construction is a difficult and riskbearing task. But the latest advancements and system development increasingly convince the producers that the positives outweigh the negatives. When drilling the wells with a large volume of waste this approach becomes even more profitable through the associated risks increase as well. The well No. 3-A of the Yurkhar field was planned [11] as a bilateral wellbore with a TAML Level 3 completion. The definition of the TAML level for the multilateral completion is a key criterion for the planning of multilaterals wells. The TAML level of the multilateral completion shall be defined on a basis of the operator’s aims and objectives regarding the multilateral well (operation, maintenance, possible installation of bilateral completion systems, etc.) During the joint meeting, the TAML Level 3 completion (mechanical support of lateral junction) was selected for the completion of well No. 3-A of the Yurkhar field. According to the planned path, the sidetrack would be of 1336 m in length. In order to decrease the possible www.rogtecmagazine.com
DRILLING касательно многоствольной скважины (эксплуатация, ремонтные работы, возможность установки системы одновременно-раздельной эксплуатации и т.д.). В ходе совместного совещания, был определен уровень заканчивания TAML 3 (механическая изоляция стыка двух стволов) для скважины 3-А Юрхаровского месторождения. Согласно планируемой траектории, боковой ствол имеет длину 1336 м. С целью снижения возможных рисков в процессе спуска хвостовика и последующей установки системы многоствольного заканчивания, было решено использовать двухсекционный дизайн хвостовика бокового ствола. Первая и самая длинная секция хвостовика должна спускаться отдельно от системы многоствольного заканчивания, на установочном инструменте, позволяющим производить, в случае необходимости, вращение компоновки в процессе спуска. Данная секция хвостовика, в соответствии с проектом заканчивания, должна быть спущена на 12 метров ниже вырезанного в колонне окна и состоять из скважинных фильтров и глухих труб хвостовика.
risks during the running of the liner and the subsequent installation of a multi-lateral completion system, it was decided to apply a two-sectional design of lateral liner. The first and the longest section of the liner shall be run separately from the multilateral completion system, by use of installation tool allowing the rotation of assembly during the run, if necessary. According to the completion design, this liner section shall be run 12 meters below the window cut in the string and shall be composed of the well screens and plug-ended liner pipes. According to the completion design, the second section of liner represents a TAML Level 3 multilateral completion system with a short-liner section to join the first section of the lateral liner. Successful and faultless sidetracking is a key factor that pre-determines the overall success of the project on construction of the bilateral extended-reach well. Comprehensive surveys and analysis were carried out. In order to analyze the operation of the assembly, the real time patented engineering software for the simulation of the window cutting was used to define the following parameters: • Define the window geometry in the cut and kickoff section • Estimate the size and shape of the cut section formed by the whipstock • Forecast the annular trajectory • Calculate the drift angle and equivalent DSL for the subsequent drilling assemblies running through the kickoff section • Calculate the drift angle and equivalent DLS for a liner running through the kickoff section • Estimate the volume and mass of milled metal in
Расстояние от верха клина, м Distance from the top of whipstocck, m
Вторая секция хвостовика, согласно дизайна заканчивания, представляет собой си-стему многоствольного заканчивания TAML 3, с секцией короткого хвостовика, для стыковки с первой секцией хвостовика бокового ствола. Успешное и безукоризненное выполнение работы по зарезке бокового ствола является ключевым фактором, который предопределяет общий успех проекта по строительству двуствольной скважины с большим Объемное изображение Вид сбоку и спереди Front & side view отходом. Были проведены 3D View всесторонние исследования и анализ. Для анализа работы компоновки было использовано современное запатентованное инженерное программное обеспечение для симуляции процесса вырезки окна с целью определения следующих параметров: • Определение геометрии окна в интервале вырезки и начала отхода; • Оценка размера и формы секции в интервале вырезки, которая формируется в ко лонне и породе клином отклонителем; • Прогнозирование траектории Рисунок 30. Юрхаровское месторождение, скважина№ 3-А. Моделирование заколонного шурфа; вырезки окна • Расчет кривизны и Figure 30. Window Cut Modeling, Yurkhar field, well No. 3-A эквивалентной www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 45
БУРЕНИЕ пространственной интенсивности для следующих бурильных компоновок, проходящих в интервале зарезки бокового ствола; • Расчет кривизны и эквивалентной пространственной интенсивности для хвостовика, проходящего в интервале зарезки бокового ствола; • Оценка объема и массы расфрезерованного металла обсадной колонны; • Анализ сил и нагрузок, действующих на бурильные колонны и сборку хвостовика при их прохождении в интервале окна. Вышеуказанный анализ процесса вырезки окна и зарезки бокового ствола были проведены с целью того, чтобы понимать как вырезка полноразмерного окна в колонне 178 мм может быть осуществлена при высоких зенитных углах при большом отходе от вертикали - более 6000 м. При этом, необходимо ещё раз подчеркнуть, что вырезка технологического «окна» в 178мм потайной колонне («голова» подвески потайной колонны установлена на глубине 4541м, интервал вырезки «окна» 6054-6059м). Таким образом, осуществлен пропуск клина-отклонителя в комплекте с вырезающей компоновкой фрезов через подвеску потайной колонны и вырезка на рекордной в мировом масштабе глубине. Из-за этих же особенностей конструкции необходимо было подбирать клинотклонителя с гидравлической активацией якоря и пакера, а также отстыковки, так как для механических якорей необходимо доведение нагрузки для активации, что на глубине 6054 метра (при отходе от вертикали почти 5 километров) с бурильным инструментом 101.6мм по расчётам не возможно. Другим жестким требованием было обеспечение низких показателей пространственной интенсивности в интервале вырезки окна и отхода для установки системы заканчивания уровня TAML 3 с гарантией того, что герметичность её сочленений не будет нарушена. Моделирование также помогло удостовериться в том, пространственная интенсивность в интервале окна не оказывает негативного воздействия на последующие бурильные компоновки и компоновки заканчивания. Понимание поведения КНБК, используемых при бурении бокового ствола, частности их динамики, было ещё одним важным вопросом и задачей. Предложенная система могла быть сконфигурирована для применения в любых условиях эксплуатации с целью обеспечения возможности быстрого выполнения работ по вырезке окна высокого качества и зарезке бокового ствола. Такая система зарезки позво-ляет выполнять поставленные задачи в стальных обсадных колоннах. Фрезеры класса Премиум обеспечивают высокое качество работ по зарезке во всех существующих типах обсадных колонн, включая колонны, изготавливаемые из марок стали высоких групп прочности и
46 ROGTEC
the casing string • Analyze the forces and loads affecting the drillstring and the liner assembly when running through the kickoff section The above-mentioned analysis of the window cutting and kickoff operations was conducted in order to understand how the full-size window can be milled in a 178 mm string with a high inclination and within over 6000 m of extended reach. Besides, it shall be stressed once again that cutting the window in a 178 mm tie-back string (the top of the tie-back string hanger is installed at a depth of 4541 m, and the window cutting section is between 6054 to 6059 m). Thereby, the whipstock completed with a cutting mill layout was run through the tie-back string hanger and the window has been cut at a global record depth. Because of the same structural features, it was required to select a whipstock completed with a hydraulically-activated anchor and packer as well as with a detachment, as the mechanical anchor requires a supply of load for activation which is impossible, as per calculations, at a depth of 6054 m (with about 5 kilometers of horizontal displacement) and with use of 101.6 mm drilling tool. Another stringent condition was to provide the low DLS in the window and kickoff section in order to install a TAML 3 Level completion system ensuring the tightness of its junctions. In addition, the modeling ensured that the DLS in the window section has no negative impact on the subsequent drilling and completion assemblies. Another important issue and challenge was to understand the behavior of BHA during sidetracking, particularly its dynamics. The suggested system can be configured to operate under any conditions in order to enable high-quality and rapid cutting and sidetracking. Such tracking system enables an execution of tasks in the steel casing strings. Premium class cutters provide a high quality of tracking opera-tions in all the available types of casing strings, including the strings made of high-grade steel and chrome-plated, in any formation, including the most challenging, with a compressive strength up to 275 MPa. The past experience of similar operations performed in the larger diameter strings, coupled with the technical analysis and modeling, facilitated the designing of sidetracking system and the decision-making on the feasibility of a successful program at a depth of over 6000 m with achieving all the goals in one tripping operation. The cutting simulation software proved that a full-size window can be milled under a 77° inclination, at a depth of 6055 to 6059 m (19865-19880 ft) with spudding-in a 5 m hole; that the DLS in the kickoff section will not affect the subsequent drilling and completion strings. The low DLS values in the casing exit section were in compliance with the stringent requirements applied by a TAML 3 Level www.rogtecmagazine.com
DRILLING хромированные колонны, в любых породах – до очень твердых - с пределом прочности при неограниченном сжатии до 275 Мпа.
completion system, therewith ensuring the tightness of its junctions.
Опыт, полученный ранее при проведении подобных работ в колоннах большего диаметра совместно с проведенным техническим анализом и моделированием, помогли спроектировать систему по зарезке бокового ствола и прийти к решению, что успешное выполнение работ осуществимо на глубине по стволу более 6000 м с достижением всех поставленных целей за одну спуско-подъемную операцию. Программное обеспечение для моделирования вырезки окна помогло убедиться в том, что полноразмерное окно может быть вырезано при 77° зенитном угле на глубине 60556059 м (19865 - 19880 фут) с забур-кой 5 м шурфа; что пространственная интенсивность в интервале зарезке не будет оказывать влияния на последующие бурильные колонны и колонны заканчивания. Низкие значения пространственной интенсивности в интервале выхода из колонны удовлетворяли жестким требованиям используемой системы заканчивания уровня TAML 3, обеспечивая условия для сохранения герметичности её узлов. В дополнение к вышесказанному, для снижения рисков в процессе установки системы TAML 3, в производственных условиях Нового Уренгоя, был произведен тест на совместимость системы многоствольного заканчивания скважин с системой вырезки окна. После предоставления заказчиком трубы обсадной колонны, был создан макет технологического окна. Размеры окна были взяты из отчета по моделированию процесса вырезки. Для дополнительной проверки правильности формы окна, было произведено сравнение веса вырезанного металла макета окна, с весом, получившимся в результате произведенных расчетов. Результат – полное совпадение расчетного и фактического весов. Тест на совместимость показал, что система вырезки окна «Trackmaster Plus» полностью совместима с системой многоствольного заканчивания «Rapid Tieback». Использование телеметрического оборудования, позволило успешно и корректно сориентировать компоновку для вырезки окна на глубине 6051.5 м. Технологическое окно было вырезано за одну спуско-подъемную операцию, в соответствии с дорожной картой на операцию по вырезке окна. После полного подъема компоновки тройного фреза был замерен износ фрезерующих элементов. Замеренный износ получился в диапазоне допустимых значений. После окончания бурения бокового ствола скважины, был произведен успешный спуск первой секции хвостовика, далее проведена операция по извлечению www.rogtecmagazine.com
Рисунок 31. Бурение бокового ствола Figure 31. Sidetracking
In addition to the above, the compatibility of multilateral well completion system completed with a window-cutting system was tested in order to reduce the risks during the installation of the TAML 3 system under the production conditions at Novy Urengoy. After the Customer provided the casing pipes, the technological window model was created. The window dimensions were taken from the report on modeling the cutting operations. To validate an accuracy of the window’s shape, the weight of model’s metal cuttings was compared with the estimated weight. As a result, there was a complete conformity between the estimated and actual weights. The compatibility test confirmed that the TrackmasterPlus window-cutting system is fully compatible with the RapidTie-back multilateral completion system. The use of MWD equipment enabled a successful and accurate determination of the attitude of the window cut
ROGTEC 47
БУРЕНИЕ клина-отклонителя (с задействованием компоновки с телесистемой). Клин-отклонитель был успешно извлечен из скважины за одну спуско-подъемную операцию. Затем был осуществлены работы по спуску и соединению второй секции хвостовика бокового ствола. Характерной особенностью процесса установки систем многоствольного заканчивания TAML 3 является определение низа технологического окна. Описанная выше операция является ключевой для определения ориентации «бокового модуля» системы многоствольного заканчивания TAML 3 в скважине. В случае некорректной установки «бокового модуля», заказчик не будет иметь возможность доступа в основной ствол скважины. Важно отметить, что системы заканчивания TAML 3, в данный момент, используе-мые в отрасли, устанавливаются посредством подвешивания «бокового модуля» на низ технологического окна. Система заканчивания используемая на скважине №3-А имеет в своей конструкции расширяемую подвеску «бокового модуля», тем самым не зависит от формы низа окна. Расширяемая подвеска хвостовика имеет максимальновозможный проходной диаметр среди существующих на рынке систем многоствольного заканчивания TAML 3, а счет отсутствия гидравлических цилиндров на устанавливаемом в скважине оборудовании. Расширяемая подвеска «бокового модуля» устанавливается в верхней части компоновки системы многоствольного заканчивания, которая подвешивает «боковой модуль» в обсадной колонне, после определения правильной ориентации «бокового модуля» относительно окна. Для определения положения «бокового модуля» относительно технологического окна, на скважине № 3-А использовался гидравлически-активируемый крюк, который позволяет определить корректную ориентацию с помощью разгрузки низ окна (см. Рисунок 33). Для скважин с большим отходом от вертикали, планируемая форма окна, зачастую, отличается от фактически полученной формы после вырезки окна, характеризуемой значительным увеличением длины окна. Применение расширяемой подвески хвостовика и гидравлически-активируемого крюка позволяет не привязываться в процессе установки системы к форме низа окна. Для работы на скважинах с большим отходом от вертикали, была разработана и успешно применена на скважине № 3-А система многоствольного заканчивания с техническим решениями, учитывающими специфику установки систем TAML 3 и тем самым сочетающую в себе гидравлически-активируемый крюк и расширяемую подвеску хвостовика.
48 ROGTEC
layout at a depth of 6051.5 m. The window was milled in one tripping operation in concordance with the windowcutting flow chart. After the hoisting of the triple cutter assembly, the cutter component wear was assessed. The assessed wear was within the tolerance range. After finishing the sidetracking, the first liner section was successfully run in, and then, the whipstock was extracted (using a MWD assembly). It was successfully extracted from the well by one tripping operation. Then, the running operations were performed with regard to the second lateral liner section. A distinctive feature of the TAML 3 multilateral completion system is the definition of technological window bottom. The operation described above is a key for the determination of attitude of the “lateral module” of TAML 3 multilateral completion system within the well. In case of the incorrect attitude of «lateral module», the customer will not be able to access the main borehole. It is important to note that the TAML 3 completion systems used in the industry nowadays should be installed by hanging the lateral module to the bottom of technological window. The completion system used at the well No. 3-A includes an expandable lateral module liner hanger, so it does not depend on a shape of the window bottom. The expandable hanger has the maximum possible drift diameter amongst those that are available in the market of TAML 3 multilateral completion systems, due to the absence of hydraulic cylinders on the equipment to be installed into the well.
Рисунок 32. Расширяемая подвеска системы многоствольного заканчивания Figure 32. Expandable Hanger of Multilateral Completion System
After the correct determination of attitude of the lateral module relative to the window, the expandable lateral module hanger shall be installed at the top of the multilateral completion as-sembly that hangs the lateral module in the casing string. To provide the lateral www.rogtecmagazine.com
DRILLING
Рисунок 33. Гидравлический крюк Figure 33. Hydraulic Hook
Выводы
Проведенная оценка инженерных, организационных решений, а также достигнутых результатов доказывает актуальность интегрированного подхода, создания системы бурения, а также тесного взаимодействия между всеми участниками строительства скважины. В совокупности данные факторы являются ключевыми для успешного воплощения технически сложных проектов, таких как скважины с большим отходом от вертикали мирового уровня, успешно пробуренные на Юрхаровском месторождении в Ямальском регионе. Разработанные по назначению технологии и их комбинации в систему бурения являются экономически обоснованным решением для разработки месторождений с учетом, как региональных особенностей, так и существующих традиционных технологических ограничений. Успешное бурение трёх скважин со сверхдлинным отходом на Юрхаровском месторождении явилось результатом грамотных решений, принятых на основании накопленного опыта инженерами и специалистами ОАО «НОВАТЭК», ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» и ЗАО «Инвестгеосервис» в сочетании с использованием передового оборудования и инструментов для бурения. Комплекс этих факторов позволит так же успешно реализовывать дальнейшие более сложные проекты, минимизируя эксплуатационные риски, снижая затраты непроизводительного времени и повышая безопасность проводимых работ. Ценный опыт полученный при строительстве скважин с большим отходом от вертикали на Валанжинские отложения Юрхаровского месторождения доказал компетентность и способность вовлеченных в кампанию специалистов перейти к планированию и бурению новых скважин с БОВ на геологические цели вышележащих Сеноманских отложений на Юрхаровском месторождении. Использование технологий скважин с большим отходом от вертикали будет одной из важнейших и привлекательных характеристик большого количества проектов в Ямальском регионе в силу www.rogtecmagazine.com
module positioning relative to the technological window, a hydraulically-activated hook was used at the well No. 3-A, enabling the correct determination of attitude by discharging the window bottom (see Figure 33). In case of the extended-reach wells, the planned shape of window often differs from the actual shape of window after cutting, being characterized by a significant lengthwise expansion of the window. The use of an expandable liner hanger and hydraulically-activated hook allows the sytems to remain connected irrespective of the shape of the window when installing the system. To operate the ERD wells, a multilateral completion system, which uses the technical solu-tions specific to the installation of a TAML 3 system and combining a hydraulically-activated hook and an expandable liner hanger, was developed and successfully applied at the well No. 3-A.
Conclusions
The assessment of the engineering and organizational decisions and achievements proves the relevance of a comprehensive approach to the establishment of a drilling system, as well as the close cooperation between all parties during the well’s construction. Taken together, they are the key factors in successfully implementing technically complicated projects, such as the world-class ERD wells successfully drilled on the Yurkhar field in the Yamal region. The selected technologies and their combination into the drilling system is an economically feasible solution for the field’s development, taking into consideration both regional particularities and the existing traditional technological constraints. The successful drilling of three wellbores with an extralong horizontal reach at the Yurkhar field became a result of wise decisions made on a basis of experience accumulated by the engineers and specialists of NOVATEK OJSC, NOVATEK-YURHAROVNEFTEGAZ LLC and Investgeoservice CJSC coupled with an advanced drilling equipment and tools. These set of factors will enable the successful implementation of subsequent and more complicated projects, thereby minimizing the operational risks, reducing the non-productive time, and increasing opera-tional safety. The valuable experience gained during construction of ERD wellbores at the Valanzhin deposits of the Yurkhar field proved the competence and ability of the specialists engaged in the company to plan and to drill new ERD wells, to the geological targets at the overlying Cenomanian deposits. The use of extended-reach wellbore technologies will be one of the most important and attractive features of the
ROGTEC 49
РАЗВЕДКА возможности разработки многих морских шельфовых месторождений с суши.
Благодарность
large number of projects being implemented in the Yamal region as it enables the development of numerous offshore fields from dry land.
Авторы данной статьи благодарят ООО “НОВАТЭКЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ”, ОАО “НОВАТЭК” за разрешение на публикацию материала, содержащегося в данном документе. Мы также благодарим персонал всех компаний, работающих на месторождении, за вклад в проведение безопасных и успешных работ по строительству выдающихся скважин.
Acknowledgments
Ссылки и список литературы 1. Официальный сайт OAO «НОВАТЭК» http://novatek.ru/ 2. Официальный сайт ЗAO «Инвестгеосервис» http://ingeos.ru/ 3. Официальный сайт ОАО НПО «БТ-ВНИИБТ» http://www.vniibt.ru/ 4. Официальный сайт «K&M Technology Group» http://www.kmtechnology.com/ 5. Официальный сайт компании «Schlumberger» http://www.slb.com/ 6. Туктаров Д.Х., Корчагин П.Н., Охотников А.Б. ООО «Смит Продакшн Технолоджи». Пути оптимизации гидравлики бурения глубоких скважин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело» –2011– №1. 7. Шокарев И.В., Гулов А.Р., Власовец Е.Н., Сулейманов Р.Н. ООО «Интегра-Бурение»; Вялов В.В. ООО «НОВАТЭКЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»; Глебов Е.В. ОАО «НОВАТЭК» – Строительство рекордной многоствольной скважины с большим отходом от вертикали в акватории Тазовской губы. // Нефть.Газ.Новации. – 2011г. – №12. 8. Вахрушев А.В.«Vallourec»; Жлудов А.В., Гулов А.Р., Чуцков С.П. ЗАО «Инвестгеосервис». Опыт применения высокомоментных резьбовых соединений бурильных труб VAM Express группой компаний «Инвестгеосервис» // доклад на международной научно-практической конференции «Строительство и ремонт скважин 2015», «Черноморские нефтегазовые конференции», Анапа, 21 по 26 сентября. 9. Глебов Е.В., Шокарев И.В. и др. ОАО «НОВАТЭК»; Гулов А.Р., Жлудов А.В. ЗАО «Инвестгеосервис»; Четвериков Д.М., Дымов С.Ю., Яковлев А.В., Доброхлеб П.Ю., Петраков Ю.А., Гайнуллин М.А. и др. «Schlumberger». Строительство рекордных скважин с большим отходом от вертикали в Ямальском регионе // статья SPE-171328 представлена на 2014 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, РФ, Москва, 14-16 Октября 2014. 10. Глебов Е.В. ОАО «НОВАТЭК»; Шокарев И.В. ООО «Интегра-Бурение»; Жлудов А.В. ООО «НЭУ»; Чимеребере О. Нквоча «Geopro Technology Limited»; Давид Кай «Tercel Oilfield». Технологии снижения коэффициента трения для спуска обсадной колонны в сложных скважинах с большим отходом от вертикали в Арктическом регионе России // статья SPE149720 представлена на 2011 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, РФ, Москва, 17-18 Октября 2011. 11. Глебов Е.В., Шокарев И.В. ОАО «НОВАТЭК»; Гулов А.Р., Жлудов А.В. ЗАО «Инвестгеосервис»; Дымов С.Ю., Доброхлеб П.Ю., Крецул В., Задворнов Д.А., Кондарев В., Федотов А. «Schlumberger». Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в рамках кампании по строительству скважин с большим отходом от вертикали на Юрхаровском месторождении // статья SPE-176507 представлена на 2015 SPE Russian Petroleum Technology Conference, РФ, Москва, 26-28 Октября 2015.
Links and list of references 1. Official website of NOVATEK JSC http://novatek.ru/ 2. Official website of Investgeoservice CJSC http://ingeos.ru/ 3. Official website of PB VNIIBT JSC NGO http://www.vniibt.ru/ 4. Official website of K&M Technology Group http://www.kmtechnology.com/ 5. Official website of “Schlumberger” company http://slb.com/ 6. Tuktarov D.H., Korchagin P.N., Okhotnikov A.B. Smith Production Technology LLC. Ways of optimization of long holes drilling hydraulics // Scientific e-Journal “Neftegazovoe Delo”-2011- #1. 7. Shokarev I.V., Gulov A.R., Vlasovets E.N., Suleymanov R.N. Integra-Drilling LLC; Vyalov V.V. NOVATEKYURKHAROVNEFTEGAS LLC; Glebov E.V. NOVATEK JSC – Construction of record-breaking multilateral ERD well in the Taz Estuary water area. // Oil&Gas Innovations. -2011 -#12. 8. Vakhrushev A.V. Vallourec; Zhludov A.V., Gulov A.R., Chutskov S.P. Investgeoservice CJSC. Experience of implementation of high-torque threaded joints of VAM Express drill pipes by “Investgeoservice” group company // Report for international applied research conference “Construction and servicing of wells 2015”, “The Black Sea Oil & Gas Summit”, Anapa, September 21 to 26. 9. Glebov E.V. Shokarev I.V. and others NOVATEK JSC; Gulov A.R., Zhludov A.V. “Investgeoservice” CJSC; Chetverikov D.M., Dymov S.U., Yakovlev A.V., Dobrokhleb P.U., Petrakov U.A., Gainullin M.A. and others “Schlumberger”. Construction of record-breaking multilateral ERD well in Yamal region // article SPE-171328 presented on 2014 SPE Russia Oil & Gas Conference & Exhibition, Russian Federation, Moscow, October 14-16, 2014. 10. Glebov E.V. “NOVATEK” JSC; Shokarev I.V. “IntegraDrilling” LLC; Zhludov A.V. “NES” LLC; Chimerebere O. Nkwocha “Geopro Technology Limited”; David Kay “Tercel Oilfield”. Technology of reduction of down drag for casing running in ERD wells in Arctic region of Russia // article SPE149720 presented during SPE Russia Oil & Gas Conference and Exhibition-2011, Russian Federation, Moscow, October 17-18, 2011. 11. Glebov E.V., Shokarev I.V. “NOVATEK” JSC; Gulov A.R., Zhludov A.V. Investgeoservice CJSC; Dymov S.U., Dobrokhleb P.U., Kretsul V., Zadvornov D.A., Kondarev V., Fedotov A. “Schlumberger”. New records for drilling and multilateral completion as part of campaign on construction of ERD wells in Yurkhar field // article of SPE-176507, presented during SPE Russian Petroleum Technology Conference-2015, Russian Federation, Moscow, October 26-28, 2015.
50 ROGTEC
The authors hereof are thankful to the NOVATEKYURHAROVNEFTEGAZ LLC and NOVATEK OJSC for their permission of publishing the materials contained herein. We also appreciate the personnel of all companies engaged at the field, for their contribution to the safe and suc-cessful construction of these outstanding wells.
www.rogtecmagazine.com
EXPLORATION
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 51
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА
Технология за Круглым Столом: Поглощения бурового раствора Technology Roundtable: Lost Circulation
Харитонов Андрей Борисович Halliburton
Роман Че National Oilwell Varco
Станислав Куликов «Везерфорд»
Ильшат Ганеев ООО «Таргин Бурение»
Kharitonov Andrey Borisovich Halliburton
Roman Che National Oilwell Varco
Stanislav Kulikov Weatherford
Ilshat Ganeev Targin Drilling
1. В каких регионах России постоянно присутствует проблема поглощения бурового раствора? Halliburton: В современных экономических условиях многие нефтяные компании уделяют большое внимание разработке зрелых месторождений. Как правило, инфраструктура на таких месторождениях хорошо развита, и они давно окупили свои вложения. Однако, обратной стороной медали является большая сложность вновь строящихся скважин. Низкие пластовые давления, обводнённость, большие объёмы проделанных ГРП, значительные темпы отбора флюидов из пластов - всё это крайне высокие риски при бурении скважин. Одним из самых главных рисков, для всех вовлечённых в процесс строительства скважин, являются поглощения бурового раствора. Поглощения/потеря циркуляции приводит к
54 ROGTEC
1. In which regions of Russia are lost circulation issues consistently found? Halliburton: In the current economic conditions, many oil companies focus on the development of mature fields. As a rule, such fields have well-developed infrastructure, and their investments have long ago paid off . However, the other side of the coin is that construction of new wells becomes more sophisticated. Low reservoir pressures, high water cut, more frequent fracs, considerable fluid production rates - all of these present extremely high risks for well drilling. One of the major well construction risks is lost circulation. Lost circulation entails considerable costs and creates serious problems while drilling worldwide, and in the future this kind of a trouble would only escalate. In Russia, lost circulation is a well known issue for the Volga-Urals area (areas along Volga River, Orenburg area, Bashkortostan). In the areas of Eastern Siberia, Republic of Komi and North West Siberia this issue is less severe. www.rogtecmagazine.com
LOST CIRCULATION значительным затратам и создает серьезные проблемы при бурения во всем мире, а в будущем данный тип осложнений будет только прогрессировать. Что касается Российской Федерации, проблема поглощений бурового раствора хорошо известна в Волго-Уральском регионе (районы вдоль реки Волги, Оренбургская область, Башкортостан). В регионах восточной Сибири, республики Коми и Северо-Западной Сибири данная проблема актуальна в меньшей степени. Основными причинами возникновения данной проблемы являются литология и антропологические факторы. К литологии и литогенезу можно отнести следующее: рыхлые породы (высокопроницаемые пески, гравий, ракушечник и рифовые отложения), естественные трещины (переслоение песчаников и глинистых сланцев, интервалы под напряжением в результате тектонических воздействий), карстовые образования (каверны, пустоты и разломы). К антропологическим факторам относятся: истощённые зоны (песчаники с пониженным давлением), искусственно образованные трещины (механическое воздействие в процессе бурения или освоения скважин). National Oilwell Varco: Проблемы с поглощением бурового раствора существуют, главным образом, в Волго-Уральском регионе (Оренбургская область, Башкортостан) и на месторождениях Западной Сибири. Кроме того, осложнения с потерей циркуляции на повестке в Тимано-Печорском регионе (Республика Коми) и Восточной Сибири. «Везерфорд»: Одной из наиболее распространенных проблем, возникающих при бурении и существенно осложняющих процесс, являются поглощения бурового раствора. Трещиноватые, кавернозные породы, породы с повышенной проницаемостью – потенциально поглощающие объекты, поэтому подобная проблема актуальна для большинства нефтегазоносных провинций России – от Каспия до Тимано-Печоры, от Поволжья до Сахалина. Поглощения могут быть спровоцированы технологическими причинами или геологическими особенностями залегания горных пород. Как известно, геолого-литологические характеристики пород в различных регионах нашей страны различаются и подчас существенно, впрочем, как и использованные технологии проводки скважин, соответственно, характер и причины поглощений в разных районах будут также отличаться друг от друга. Наибольшие трудности www.rogtecmagazine.com
The key reasons for this issue lies in lithology and anthropological factors. Lithology and lithogenesis factors are the following: loose rocks (highly permeable sands, gravel, shelly rocks and reefal deposits), natural fractures (interlayers of sandstones and shale rocks, intervals under tectonic strain), caverns (cavities, pockets and faults). Anthropological factors include: depleted zones (lowpressure sandstones), induced fractures (mechanical impact in the process of well drilling or completion). National Oilwell Varco: Lost circulation issues are mainly found in the Volgo-Ural (Orenburg area, Bashkortostan) as well as Western Siberia. We observe an increased demand in the loss circulation solutions in Komi Republic and Eastern Siberia too. Weatherford: Lost circulation is one of the most common issues in drilling which significantly complicates the process. Fractured, cavernous rocks and highly permeable rocks may potentially be lost circulation zones; therefore this presents a pressing problem for most petroleum provinces in Russia – from the Caspian region to the Timan-Pechora province, from the Volga Region to Sakhalin. Lost circulation may be caused by process reasons or geological structure of rocks. It is commonly known that geological and lithological properties of rocks in various regions of our country may differ greatly, as well as the drilling technologies used; accordingly, the nature and reasons for lost circulation in various regions would be different. Well drilling in fractured and cavernous carbonate rocks, e.g. in the Urals, the Volga region or East Siberia is most challenging. In the southern regions of Russia lost circulation is often linked to reservoir permeability and drainage areas, especially if heavier muds are used. Targin Drilling: In Central Russia. This includes Orenburg, Samara regions, Republic of Bashkortostan and Republic of Tatarstan. The causes of lost circulation are: late stage of field development, high-permeability formations, сavernous formations, fractures (Serpukhovian Stage, Myachkovskian Stage). Other regions are YNAO and KhMAO in Western Siberia. The causes are the same; late stage of field development, high permeability, ALRP (Senoman Stage). 2. What are the most common problems relating to lost circulation? Halliburton: Considering the a.m. reasons, the lost circulation problem is the key problem worldwide, and it
ROGTEC 55
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА представляет проводка скважин в трещиноватокавернозных породах карбонатного типа, например, на Урале, в Поволжье или Восточной Сибири. В южных регионах России поглощения бурового раствора часто связаны с проницаемостью пластов и дренированными зонами, особенно если там используются утяжеленные буровые растворы. ООО «Таргин Бурение»: В средней полосе России. Это Оренбургская, Самарская области, Республики Башкортостан и Татарстан. Причины поглощения – поздняя стадия разработки месторождений, высокая проницаемость, кавернозность, трещиноватость (серпуховский, мячковский ярусы). А также в Западной Сибири – ЯНАО, ХМАО. Причины те же – поздняя стадия разработки месторождений, высокая проницаемость, АНПД (сеноман).
is associated with a lot of evident and hidden risks for the customer. One lost circulation impact is the loss of drilling fluid, which is often costly by itself. It costs us increased rig time and additional materials to replenish the lost volumes. We should not forget about the effects of lost circulation which seem insignificant at a glance. First of all, there are risks of additional chemical handling for people, and the environmental hazard of blowouts in case of a drastic drop of the drilling fluid in the well. In the worst cases, the above factors may lead to loss of the well, loss of life, drastic environmental damage and huge financial costs of response operations. Halliburton focuses on evaluating and predicting such risks even at the drilling planning stage. Primarily, we evaluate the risks to human life and health and risks of environmental impact. At this stage, the key driver is the expertise of our engineers, innovative specialist
Циркуляционный переводник многоразового действия (MOCS) от NOV The multiple opening circulation sub (MOCS tool) from NOV Неактивированный режим Без сбрасываемого шара Unactivated Mode No Drop Ball
Инструмент спускают в открытый ствол скважины. Run in hole position with open through bore.
2016 NOV, все права защищены 2016 NOV Rights Reserved
56 ROGTEC
Режим перепуска После сбрасывания шара Bypass Mode After Ball Drop
После посадки шара и увеличения расхода индексный механизм движется вниз, открывая отверстия в затруб. Шар перекрывает поток жидкости в инструмент. Pump pressure forces the piston valve down, opening the ports to the annulus and closing off flow through sensitive BHA components.
Возврата в исходное положение Отключение насосов Reset Mode Pumps Off
После отключения насосов индексный механизм возвращается в нейтральное положение. With pumps off, the tool returns to reset position. Even with the ball on seat, the MOCS is designed to allow the drill stem to drain while tripping pipe.
Режим без перепуска Non-Bypass Mode
После перехода в небайпасный режим, когда шар находится в седле, инструмент направляет поток обратно к долоту, возобновляя циркуляцию через весь КНБК. Once in non–bypass mode with the ball on the seat, the tool routes flow back to the bit to continue circulation through the entire BHA.
www.rogtecmagazine.com
Лучшее Решение — Избежать Проблем Еще До Их Появления
© 2016 Halliburton. All Rights Reserved.
ТАМ, ГДЕ ДРУГИЕ ВИДЯТ ПРЕПЯТСТВИЯ, BAROID ВИДИТ ВОЗМОЖНОСТИ В 1957 году вирусологи научились предотвращать одну из самых страшных болезней в мире — полиомиелит. Так же и мы в подразделении Baroid не просто «лечим» проблемы, мы их предотвращаем. Взять, к примеру, потерю циркуляции. Такая ситуация может возникнуть в силу самых разных причин. Поэтому мы разработали целый комплекс решений, чтобы предотвратить потери циркуляции еще до их начала или же, если потери уже имеют место, устранить их даже в самых сложных условиях. Не теряйте время и средства на проблемы потери циркуляции. Положитесь на нас — мы поможем найти решение в точном соответствии с вашими требованиями и задачами. Вместе мы сможем расширить границы возможного. halliburton.com/baroid/challenge и halliburton.ru
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА 2. Какие наиболее распространенные проблемы связаны с поглощением бурового раствора? Halliburton: По причинам, о которых упоминалось ранее, проблематика поглощений является основной по всему миру и несёт в себе большое количество как явных, так и скрытых рисков для Заказчика. К явным последствиям поглощений можно отнести саму потерю бурового раствора, который зачастую является очень дорогостоящим. В свою очередь это приводит к затратам времени и материалов для восстановления потерянных объёмов. Следует помнить и о тех последствиях поглощений, которые на первый взгляд незначительны. Это в первую очередь риски дополнительной работы с хим. реагентами для людей, а так же опасность для экологии из-за вероятности получить НГВП при катастрофическом снижении уровня промывочной жидкости в скважине. В отдельных случаях, все вышеперечисленные факторы приводят к потере скважины, гибели людей, значительному экологическому ущербу и огромным финансовым затратам на ликвидацию последствий. Компания Halliburton уделяет особое внимание оценке и прогнозированию таких рисков ещё на стадии планирования бурения. В первую очередь проводится оценка рисков для жизни и здоровья людей, рисков воздействия на окружающую среду. На данной стадии главным фактором успеха является опыт и профессионализм инженерного состава, современный специализированный софт (К примеру, Halliburton предлагает :DFG®, WellSET®, WellSight EXPRESS®, CFG®, DFG RT®, WSAnalyzer®), современные материалы и составы для ликвидации поглощений. Немаловажным вкладом в успешную работу является мировой опыт применения наших технологий с большой базой данных, доступ к которой имеет каждый инженер компании вовлечённый в процесс планирования и строительства скважины. National Oilwell Varco: Частичное или полное поглощение раствора приведет к увеличению сроков строительства скважин, в частности, в связи с временем, затрачиваемым на борьбу с ним. Среди наиболее распространенных проблем стоит упомянуть проявления, дифференциальный и механический прихват, а так же потеря КНБК в скважине. «Везерфорд»: Поглощение бурового раствора, сопровождающееся снижением гидростатического давления на стенки скважины, создает благоприятные условия для последующих газо-, нефте- и водопроявлений, ведет к обвалообразованию, или осыпи стенки, что нарушает общую целостность ствола скважины. Поглощение может привести
58 ROGTEC
software (e.g. Halliburton offers DFG®, WellSET®, WellSight EXPRESS®, CFG®, DFG RT®, WSAnalyzer®), advanced materials and compositions for lost circulation control. Our success is largely supported by global experience in the application of our technologies with a huge database accessible by each company engineer involved in the well planning and construction process. National Oilwell Varco: Partial or total circulation loss will entail an increase in well construction time, in particular, due to the non-productive time spent on curing it. Among the most common problems related to lost circulation are potential kicks, differential or mechanical sticking, even potential loss of BHA. Weatherford: Lost circulation accompanied by reduction in hydrostatic pressure creates favorable conditions for subsequent gas, oil and water shows, and may also lead to caving, or wellbore walls collapsing, which damages the general integrity of the wellbore. It may also lead to differential and mechanical sticking, equipment loss in hole, incidents and significant time and cost consumption to remedy the situation. Moreover, lost circulation may negatively impact the original reservoir properties of the productive intervals and, consequently, significantly reduce the flowrate. Targin Drilling: • Wellbore instability (loss of hydrostatic pressure on wellbore wall, sloughing). • Gas-oil-water flow (loss of hydrostatic pressure on formations, flow). The shut-in pressure in the top hole bleeds down to the wellbore causing formation sloughing in the weakest spots which results in both flow and loss of well control. Preliminary studies, proper well engineering and proper drilling practice may mitigate the sticking risk and aggravation. • Differential sticking caused by liquid head and reservoir pressure difference. • Cost and time over-runs (additional trips, mud preparation). • Tight wellbore due to thicker filter cake in the lost circulation zone and filtration. • Poor well casing. 3. How can the well design plan help mitigate and prevent lost circulation? Halliburton: The design stage is one of the most important early stages of well construction. Any well can and should be designed to meet the risks which may lead to troublesome situations. Close cooperation with the customer, experience, technologies - everything contributes to mitigation of lost circulation risks. Interval inclinometry, type of drilling fluid and mud rheology are all known to greatly contribute to lost circulation. The following scenario can be seen as an example: The customer provides data www.rogtecmagazine.com
LOST CIRCULATION как к дифференциальному, так и к механическому прихватам инструмента и потере оборудования, авариям, а также существенным затратам времени и средств на преодоление сложившихся ситуаций. Кроме того, в виду поглощений могут ухудшиться и первоначальные коллекторские свойства продуктивного пласта и, как следствие, существенно снизиться дебит. ООО «Таргин Бурение»: • Потеря стабильности ствола скважины (снижение гидростатического давления на стенки скважины, обрушение). • ГНВП (снижение гидростатического давления на пласты, проявление). Давление в верхнем интервале скважины при закрытом устье перемещается вниз по стволу, что часто приводит к разрушению пласта в наиболее слабых точках, вызывая не только поглощение, но и потерю контроля над скважиной. Вероятность и степень сложности прихвата снижается при условии проведения предварительных исследований, правильного проектирования скважины и надлежащего исполнения всех операций. • Дифференциальные прихваты вследствие разности между давлением столба жидкости и пластовым давлением). • Увеличение материальных и временных затрат на строительство скважины (доп. СПО, заготовка раствора). • Сужение ствола скважины, ввиду утолщения фильтрационной корки в интервале поглощения и фильтрации. • Некачественное крепление скважины. 3. Как проект на строительство скважины может снизить риск и предупредить поглощение бурового раствора? Halliburton: Стадия проектирования одна из самых ответственных при начале строительства скважин. Здесь можно и нужно учесть все те риски, изза которых возможно развитие нежелательных ситуаций. Тесное взаимодействие с Заказчиком, опыт, технологии - всё направлено на снижение рисков поглощений. Известно, что инклинометрия интервала, тип и реология бурового раствора оказывают существенное влияние на риски развития поглощения бурового раствора. В пример можно привести следующий сценарий: Заказчиком предоставляются данные по будущей скважине и оборудованию, которое будет использоваться при строительстве. Наши специалисты моделируют гидравлические условия бурения в скважине. При определённых условиях (например, малый диаметр скважины и большой диаметр используемых www.rogtecmagazine.com
on the future well and equipment to be employed in drilling. Our experts simulate the hydraulic drilling conditions in the well. At certain conditions (e.g. small borehole diameter and large diameter of used drill pipes), the drilling fluid pressure in the well will cause hydraulic fractures in the poor formation, leading to lost circulation. In this situation, we recommend using the lesser diameter pipes (where possible), or using special drilling fluid additives, considerably mitigating the lost circulation risks. Our background proves the high level of correlation between theory and practice in this context. National Oilwell Varco: A proper mud program may limit the effect on the wellbore. Proper drilling practices (proper hole cleaning, controlled ROP, monitoring ECD; controlled rate of tripping; setting casing to protect upper weaker formation within a transition zone; monitoring pore pressure while drilling) may help prevent lost circulation. Other measures may include multistage cementing, light cementing, LCM additives to the mud and cement slurry; lost circulation zone isolation (expandable casing). Weatherford: Pre-drilling modeling and risk analysis have now become an important phase of well construction, as they help minimize expenditure and reduce NPT. To prevent possible extra costs, well objectives and challenges should be explored already in the design stage of well construction. Then an optimized well plan should be engineered with the most suitable well-construction technology chosen, based not only on the project budget but on well and field data, etc. Such a balanced approach allows to minimize risk, deliver cost assurance and ultimately exploit ever more challenging reservoirs. Targin Drilling: • Isolation of zones with incompatible drilling conditions. • Optimum drilling practice, optimization of the hydraulic program to achieve proper cleaning and reduce ECD, especially in sensitive zones. • Optimum mud composition depending on geological conditions. • Close analysis of problems encountered in earlier drilled wells allows incorporating preventive measures in the design phase. 4. What are the key considerations when drilling through known vugular or highly fractured formations? Halliburton: Unfortunately, there is no unique antidote to mitigate or prevent lost circulation while drilling through vugular or highly fractured formations. However, the means of minimizing the severity of the issue in such formations is well known - proper planning which includes best drilling practices, practices to prevent or combat losses, sufficient stock of contingency LCM of the right type in the right amount, optimized fluid rheology, pump rates etc.
ROGTEC 59
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА бурильных труб) давление бурового раствора в скважине вызовет гидроразрыв в слабом пласте, что приведёт к поглощению. В данной ситуации мы рекомендуем использовать трубы меньшего диаметра (где это возможно), либо использовать специальный наполнитель для бурового раствора при бурении скважины, который существенно снижает риски поглощений. Опыт работы подтверждает высокую степень корреляции расчётной и практической части в данном вопросе.
Halliburton uses the software which has repeatedly proven its efficiency in this respect. In particular, the WellSET® module of DFG® software enables predicting the type and geometry of fractures (provided sufficient geological data are received from the Customer) and selecting the most efficient combination of sealants and drilling fluid additives out of those available in the given area of operations. DFG® allows us to select the most optimal drilling fluid system for given conditions. For example, it is possible to use the foam-based system QUIK-FOAM®.
National Oilwell Varco: Правильное подготовленная программа буровых растворов позволит снизить риск потери циркуляции и сохранить устойчивость стенок скважины. Специально разработанная процедура проводки скважины: промывка ствола, контролируемая механическая скорость проходки, контроль плотности циркулирующего бурового раствора, регулируемая скорость спускоподъемных операций, спуск обсадных труб для защиты верхнего слабосцементированного пласта в пределах переходной зоны, контроль внутрипорового давления в ходе бурения, - что способствует предотвращению поглощения бурового раствора. К другим мерам относятся многоступенчатое цементирование, цементирование легким цементом, введение в буровой и цементный раствор тампонажных смесей, изолирование зоны поглощения бурового раствора (с расширением обсадной колонны). «Везерфорд»: При реализации проектов на данный момент растет значение предбурового моделирования и анализа рисков, поскольку они позволяют минимизировать затраты и сократить НПВ. Для предотвращения возможных лишних расходов стоит еще на этапе проектирования процесса строительства скважины изучить и оценить задачи и проблемы, после чего разработать план строительства оптимизированной скважины (технологии при этом стоит отбирать не только исходя из бюджета проекта, но и учитывая полученные данные по скважине, месторождению и пр.). Подобный сбалансированный подход позволит снизить риски в процессе разработки, повысить общую экономическую эффективность проекта и поможет разрабатывать даже очень сложные месторождения. ООО «Таргин Бурение»: • Разобщение пластов с несовместимыми условиями бурения. • Выбор оптимального режима бурения, оптимизация гидравлической программы для обеспечения хорошей очистки и снижения ЭПЦ, особенно в чувствительных зонах. • Оптимальный подбор рецептуры бурового раствора, исходя из геологических условий.
60 ROGTEC
National Oilwell Varco: • Using LCM additives to mud before the L/C interval entering. • Tripping speed control for swab/surge effect reduction. • Logging while drilling of the pore pressure/ECD. • Adequate hole cleaning. • Monitoring mud weight as per program. Weatherford: Profitability of well construction is ensured by such factors as increased rate of penetration, elimination of lost circulation and sticking, reduction of time for wiper trips and circulation, etc. However, one of the key objectives of efficient drilling is to expose the producing formation and ensure high permeability in the wellbore area even while developing assets in cavernous and fractured formations, which can become catastrophic mud loss zones. A well founded and cost effective lost circulation control method should be best selected based on geomechanical modeling. Its application in drilling allows analyzing the planned well profile for the feasibility of drilling and giving recommendations for drilling optimization and well design adjustments with account for www.rogtecmagazine.com
LOST CIRCULATION • Подробный анализ осложнений по предыдущим пробуренным скважинам, позволяет на стадии проекта внести мероприятия по предотвращению осложнений. 4. Какие главные моменты необходимо учитывать при бурении пластов с известной кавернозностью или высокой трещиноватостью? Halliburton: К сожалению, нет универсального средства для предупреждения или предотвращения поглощения при бурении кавернозных или сильно трещиноватых пластов. Однако средство минимизации данной проблемы в таких пластах хорошо известно – надлежащее планирование, включая оптимальные режимы бурения, методы предупреждения и борьбы с поглощением, достаточные запасы правильного типа материалов для борьбы с поглощением, оптимизация реологии растворов, производительности насосов и т.д. Компания Halliburton в своей работе использует программное обеспечение, которое неоднократно подтверждало свою эффективность в данном вопросе. В частности, модуль WellSET® программы DFG® позволяет прогнозировать тип и геометрию трещин (при наличии достаточных данных от геологов Заказчика), и подбирать наиболее эффективное сочетание кольматантов и наполнителей для бурового раствора из тех, что имеются в данном регионе работ. Сама программа DFG® позволяет подобрать наиболее оптимальную систему бурового раствора для бурения в таких условиях. Как пример, возможно использование системы на основе пены QUIK-FOAM®. National Oilwell Varco: • Введение в буровой раствор тампонажных смесей до вскрытия интервала поглощения. • Контролирование скорости спускоподъемных о пераций для уменьшения свабирования / резкого возрастания давления. • Регулярное измерение в ходе бурения внутрипорового давления / плотности циркулирующего бурового раствора. • Правильная промывка ствола. • Контролирование плотности бурового раствора в соответствии с программой бурения. «Везерфорд»: Рентабельность строительства скважин обеспечивается такими факторами, как увеличение скорости проходки, исключение поглощений и прихватов, сокращение затрат времени на проработку стволов, циркуляцию и т. п. При этом основная цель эффективного бурения состоит во вскрытии продуктивного пласта и сохранении высокой проницаемости коллектора в www.rogtecmagazine.com
anomalous zones (high/low pressure zones) and estimated safe drilling window. Targin Drilling: 1) Mud type and weight. Increased mud weight during loss of circulation shows that the latter is caused by hydrostatic pressure increases. Such lost circulation may go away by itself (filtration). Otherwise, when loss of circulation goes through induced cracks, the remedial measures should consider the lost circulation intensity. 2) Drilling practice (monitoring circulating mud rate, smooth startup). Quick startup or shutdown of pumps may also cause pressure drops. The too quick startup of pumps induces pressure that may lead to loss of circulation, particularly during measures aiming to break circulation in annular space following the tool run. Swabbing creates pressure that breaks down the mud structure. Moving the pipe while breaking circulation facilitates gel break-down and significantly reduces impulse pressure. On the other hand, swabbing creates pressure that accelerates mud circulation and allows reaching normal circulation rate. The impulse pressure may be reduced by maintaining the gel structure on low level and gradually increasing the pumping rate. Another way to reduce such pressure is to run the tool with resuming the circulation by intervals. 3) Penetration rate (limiting the rate to improve colmatage in zones). Changes in the drilling rate may indicate changes in the reservoir and therefore affecte formation integrity. 4) BHA (utilizing rotary BHA to reduce ECD and in treatments by LCM, reduce whipping). The BHA neutral point should be maintained by using the required number of HWDP. 5) The mud rheology (increasing gel shear stress to form non-flowing layer in the hole zone). 5. When deciding how to mitigate an unpredicted lost circulation zone during drilling operations, what are the correct decisions and actions to remedy the situation as quickly and as cost effectively as possible? Halliburton: There is no room for guessing while drilling the interval or when this scenario has already taken place. A proper decision tree for each particular scenario must be in place before the well is spudded. It is also critical to provide the drilling site with diverse (multimodal) materials with different functions. Halliburton uses a lot of various additives in its operations. These are conventional sealants and still exotic materials such as: micaceous carbonate BARAFLAKE® M, swelling polymer with 400-fold expanding
ROGTEC 61
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА призабойной зоне даже при разработке объектов, сложенных кавернозно-трещиноватыми породами, которые в качестве резервуаров углеводородов могут становиться зонами катастрофических поглощений промывочной жидкости. Обоснованный и экономически эффективный выбор метода борьбы с поглощениями лучше делать по итогам геомеханического моделирования. Его применение в бурении позволяет проанализировать предлагаемый профиль ствола скважины на возможность бурения, дать рекомендации по его оптимизации и корректировке конструкции скважины с учетом аномальных интервалов (зоны аномально высокого/ низкого давления) рассчитанного безопасного окна бурения.
particles - DIAMOND SEAL®, spongeous materials such as BaraLock®-666 with various particle sizes.
ООО «Таргин Бурение»: 1) Тип и плотность бурового раствора. Если во время потери циркуляции увеличивается плотность раствора, наиболее вероятной причиной поглощения является увеличение гидростатического давления. Подобное поглощение может исчезнуть само по себе (фильтрация) или, если оно происходит через трещины, образующиеся при бурении, методы ликвидации поглощения подбираются в соответствии с его интенсивностью.
Weatherford: Regrettably, there is no panacea for lost circulation, but anyway, an operator company and a drilling contractor would start from the simplest solution. In general, the best and most efficient means of lost circulation control is prevention. The existing methods of prevention and elimination of complications during drilling at various lost circulation rates or in case of complete loss of circulation include the following: lowering of hydrostatic and hydrodynamic pressure in a well (mud cap drilling, drilling with air or foam drilling), lost circulation zone plugging (using special cement mixtures and pastes), or plastering effect (while drilling with casing), using mechanical barriers (single use or drillable packers, or expandable patches).
2) Режим бурения (контроль расхода ПЖ, плавный пуск). Быстрый запуск или остановка насосов также могут вызвать перепады давления. При слишком быстром запуске насосов создаётся давление, способное привести к поглощению, особенно при восстановлении циркуляции в кольцевом пространстве после спуска инструмента. Одна составляющая давления поршневания — это давление, необходимое для разрушения структуры раствора. Вращение трубы при возобновлении циркуляции способствует разрушению геля и намного снижает импульсное давление. Вторая составляющая — это давление, необходимое для ускорения продвижения раствора до получения нормальной скорости циркуляции. Поддерживая низкую структуру геля и постепенно увеличивая скорость подачи насосов, можно снизить данный тип импульсного давления. Еще один способ снижения подобных давлений — поинтервальное восстановление циркуляции при спуске инструмента в скважину. 3) Скорость проходки (ограничение скорости для эффективной кольматации зон). Изменение скорости бурения может означать наличие изменений в пласте и, как следствие, изменение целостности пласта. 4) КНБК (применение роторной КНБК для снижения ЭЦП и возможности обработки наполнителем,
62 ROGTEC
Notably, the LCM approach may not help. This being the case, an alternative approach to well drilling may be required using emulsion drilling (underbalance drilling), foam drilling, etc. National Oilwell Varco: • Running circulating subs that help place the LCM saving an unplanned trip to the operator. • Monitor ECD to prevent loss of circulation, controlled ROP (if needed). • Lightening mud weight if it is possible. Review casing program.
Targin Drilling: 1) Change the mud type and weight; 2) Add and inject LCM; 3) Change rheology properties; 4) Adjust drilling technique respectively to drilling pump, drilling rate and BHA. 6. What products/services do you supply to overcome lost circulation problems? Halliburton: Halliburton provides all known types of LCM materials, sealants and sealing technologies. As mentioned above, these are both conventional widely known materials, e.g. sorted crushed marble, and exotic and unique technologies. Amongst them are the most advanced developments in the field of multimodal materials combining all structural types of sealants (fiber, spongeous materials, swelling polymer, elastic particles, micaceous materials). Our experience shows that such materials are easily delivered and stored, they can be quickly added and prepared (which saves a lot of time) and help reduce the number of sealant pills. These materials (BDFTM -657, www.rogtecmagazine.com
LOST CIRCULATION эффект снижения биения труб). Необходимо придерживаться нейтральной точки в КНБК, это достигается использованием необходимого количества УБТ). 5) Реология бурового раствора (увеличение СНС для создания нетекучего слоя в околоствольной зоне скважины). 5. При принятии решения о действиях в непредвиденной зоне поглощения бурового раствора в процессе бурения, каковы правильные решения и действия для исправления ситуации наиболее быстрым и экономически эффективным способом? Halliburton: В процессе бурения интервала или, когда инцидент уже произошёл, самое плохое, что мы можем сделать, это начать гадать как дальше поступить. До забуривания скважины необходимо, чтобы схема принятия решений для каждого конкретного сценария была утверждена всеми сторонами. Обеспечение буровой наиболее разносторонними (мультимодальными) материалами разного типа действия так же является критически важным фактором. Компания Halliburton в своей работе использует множество различных наполнителей. Это и традиционные кольматанты, и пока ещё экзотические материалы, такие как: слюдистый карбонат - BARAFLAKE® M, набухающий полимер частицы которого увеличиваются в размерах в 400 раз - DIAMOND SEAL®, губчатые материалы, такие как разнофракционные BaraLock®-666. Нужно отметить, что использование материалов для борьбы с поглощением может и не помочь. В этом случае может потребоваться альтернативный подход к бурению скважины с применением бурения на эмульсиях (бурение на депрессии), бурение с применением пенного бурового раствора и т.д.
BARABLEND®-665, HYDRO-PLUG®) have been developed by Halliburton on the basis of accumulated experience as the most efficient combinations of various components. National Oilwell Varco: MOCS (multi-opening circulating sub). Current sizes are 8”, 6 ½” and 4 ¾”. 4 1/8” is to be designed. NOV Named Finalist for 2013 World Oil Awards National Oilwell Varco has been named a finalist in three categories for the 12th annual World Oil Awards. The World Oil Awards serves as a yearly opportunity to spotlight important innovations and achievements in the upstream oil and gas industry. The Multiple Opening Circulation Sub (MOCS Tool) is a finalist for Best Drilling Technology. The Fishing Agitator™ System is a finalist for Best Well Intervention. Lastly, the AQUA-VESTM Mobile Water Treatment System is a finalist for Best Health, Safety, Environment / Sustainable Development Onshore. The Multiple Opening Circulation Sub (MOCS Tool) is a circulation bypass sub that, utilizing a unique cycling mechanism design, allows unlimited cycling without the need for multiple ball drops. The tool is cycled in seconds using a single drop ball and changes in flow rate. Short shift times and unlimited cycles allow the MOCS tool to be used for multiple applications down hole, from placement of Lost Circulation Material (LCM) to bottoms-up circulation. The Циркуляционный переводник многоразового действия (MOCS) от NOV The multiple opening circulation sub (MOCS tool) from NOV 2016 NOV, все права защищены 2016 NOV Rights Reserved
National Oilwell Varco: • Применение циркуляционных переводников для закачки тампонажных смесей, избавляясь, таким образом, от незапланированного подъема к бурильщику. • Контроль плотности циркулирующего бурового раствора, контролируемая механическая скорость проходки (при необходимости). • Уменьшение, по возможности, плотности бурового раствора. «Везерфорд»: К сожалению, на данный момент в мире не существует панацеи в борьбе с поглощениями, но в любом случае компанияоператор и буровой подрядчик пойдут от наиболее www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 63
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА простого варианта решения проблемы. В целом, лучшим и наиболее действенным средством борьбы с поглощением бурового раствора является его предупреждение. Среди существующих методов предупреждения и ликвидации осложнений в скважине при различной интенсивности поглощений или полном прекращении циркуляции бурового раствора выделяют: предупреждение осложнения путем снижения гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины (бурение с грязевой шапкой или бурение с очисткой забоя воздухом, а также бурение на пене), изоляция поглощающего пласта от скважины закупоркой каналов поглощений (специальными цементными растворами и пастами), эффект затирания (при бурении на обсадной колонне), использование механических барьеров (одноразовых или разбуриваемых пакеров, либо расширяющихся пластырей). ООО «Таргин Бурение»: 1) Решение об изменении типа и плотности бурового раствора, 2) ввод наполнителя и прокачка кольматирующих пачек, 3) изменения показателей реологических свойств, 4) корректировка режима бурения в части расхода бурового насоса, скорости бурения, КНБК. 6. Какие продукты/услуги вы поставляете для решения проблем с поглощением бурового раствора? Halliburton: Компания Halliburton предоставляет все известные типы материалов для борьбы с поглощением, герметизирующих материалов и технологий. Как упоминалось выше, это и традиционные широко распространённые материалы, например сортированная мраморная крошка, так и экзотические и уникальные технологии. Среди них наиболее современные разработки в области мультимодальных материалов, которые сочетают в себе все структурные типы кольматантов (волокно, губчатый материал, набухающий полимер, упругие частицы, слюдистые материалы). Как показывает опыт, применение таких материалов облегчает логистику в доставке и хранении, обеспечивает быструю скорость ввода и подготовки материалов к вводу (а это существенная экономия времени), сокращает количество кольматационных пачек. В ассортименте компании Halliburton эти материалы (BDFTM -657, BARABLEND®-665, HYDROPLUG®) разрабатываются на основе накопленного опыта наиболее эффективных сочетаний различных компонентов.
64 ROGTEC
MOCS tool reduces downtime during the use of circulating tools in hole and has been proven to increase efficiency while reducing costs. Weatherford: It is worth to mention that among many engineered solutions to overcome lost circulation issues, drilling with casing and drilling with liner technologies are the most efficient and reliable. Both are well-known to producing companies for many years. Drilling with casing and liner technologies enable to drill and run, set and cement casing in a single trip, accelerating well construction, minimizing costs, and reducing risk exposure; they also allow drilling through potentially hazardous intervals, such as lost-circulation zones, differential pressure areas and unstable formations. They have been employed in many regions and countries as effective methods of cutting drilling costs by reducing drilling time and mitigating drill-string problems encountered during conventional drilling process. The procedures for rotary drilling with casing are relatively simple, require no modification to the conventional drilling rig package and use conventional oilfield tubular goods. When target depth is reached and circulating bottomsup is performed, cementing can begin immediately. The system is also extremely reliable, if proper engineering calculations are carried out prior to the operations. Targin Drilling: We propose: • Water-based isolating substances (of high filtration to be pumped under pressure, diesel oil / bentonite, cross linked polymer, diesel oil / bentonite / cement, cement slurry). • Hydrocarbon-based isolating substances (infusorial silica, calcium carbonate M-I-Х-II, hard plug for hydrocarbon solutions). • Injection technique for high-viscosity LCM. • LCM of different fraction and composition, also for production reservoirs. • Equipment for local strengthening of walls. 7. Can you describe a recent drilling operation that has used your products to successfully reduce or stop lost circulation? Describe the scenario, procedure and results. Halliburton: Multiple examples can be provided. Multimodal LCM material was successfully used for operations in Bashkortostan to cure total losses. Halliburton was involved 1 month after the incident happened during which multiple technologies by other service companies were applied including swelling polymers, various neutral LCM products and others. It helped stop many days of NPT and the loss of hundreds of cubic meters of drilling fluid. In West Siberian fields, the company has for the past two years successfully employed preventive technology while drilling wells with www.rogtecmagazine.com
LOST CIRCULATION National Oilwell Varco: Компанией NOV разработаны циркуляционные переводники многоразового действия MOCS. В настоящее время в России они представлены в трех типоразмерах: 8”, 6 ½”, 4 ¾”. В планах – разработка инструмента размером 4 1/8”. В 2013 г. компания NOV объявлена финалистом конкурса World Oil Awards National Oilwell Varco стала финалистом в трех номинациях 12-той ежегодной премии World Oil. Премия World Oil служит в качестве ежегодной возможности осветить последние инновационные разработки и достижения в области добычи нефти и газа. Финалистом в номинации «Лучшая технология бурения» объявлен циркуляционный переводник многоразового действия MOCS. Финалистом в номинации «Лучшая технология обработки скважины» объявлена система Fishing Agitator™ System. И, наконец, финалистом в номинации «Лучшие разработки в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды / устойчивого развития на береговых объектах» объявлена мобильная система очистки воды AQUA-VESTM. Циркуляционный переводник многоразового действия MOCS, оборудованный перепускным клапаном, представляет собой уникальный циркуляционный механизм, рассчитанный на выполнение неограниченного количества циклов без необходимости многократного сбрасывания шара. Переводник выполняет цикл за несколько секунд, используя один сбрасываемый шар и изменяя расход потока. Благодаря кратковременности перемещения и неограниченности циклов, циркуляционный переводник многоразового действия MOCS можно переключать неограниченное число раз с момента закачки тампонажных смесей до подъема. Циркуляционный переводник многоразового действия MOCS позволяет сократить непроизводительное время, а так же издержки, связанные с борьбой с поглощением. «Везерфорд»: Стоит отметить, что среди множества технологических решений, которые позволяют www.rogtecmagazine.com
abnormally low formation pressure with the continuous addition of BARAFLAKE® M to the drilling fluid while drilling the challenging intervals. National Oilwell Varco: In the region of Buzuluk, a 6 1/2 in. MOCS tool was run in Russia as a BHA protection tool in a lost circulation application. The tool was circulated through for a total of 70 hours, was in bypass mode for nine hours and was cycled 15 times. The MOCS tool cycled more times in this single run than other tools in the market typically can, as the mud loss issues were resolved. Weatherford: One of the recent jobs performed by Weatherford was application of DwCTM technology, including the Defyer® DPA 4416 drillable casing bit for well drilling in the Russian North and through permafrost reservoirs. There were some challenges to be overcome: to drill sections in three wells of 230-650 m with thief, or lost circulation zones; reduce fluid losses and mitigate wellbore instability while drilling, as well as enhance operational safety and decrease the number of trips. Simultaneous drilling and casing eliminated the need to change the BHA, which reduced the number of trips and limited personnel exposure. Weatherford constructed the intervals in approximately 3.5 days in specific climate conditions. Drilling-with-Casing was used to isolate lost circulation zones, increase the rate of penetration and minimize wellbore instability. The technology was used in 3 wells, resulting in about 4 mln. rubles savings per well; consequently, surface casing drilling time was reduced by four days on the average, decreasing the wear of equipment and drill pipes.
ROGTEC 65
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА преодолевать сложности, связанные с поглощениями бурового раствора, особой эффективностью и надежностью отличаются технологии бурения на хвостовике и обсадной колонне. Они известны добывающим компаниям уже много лет. Технология бурения на обсадной колонне/хвостовике позволяет бурить и спускать, устанавливать и цементировать обсадную колонну за одну СПО, ускоряя процесс строительства скважины, снижая затраты и риски для персонала. Обе системы также позволяют бурить через потенциально опасные участки, такие как зоны потери циркуляции, перепада давления и нестабильные пласты. Они успешно применяются в самых различных регионах и позволяют снизить стоимость строительства скважины за счет сокращения времени бурения и устранения осложнений, которые могут возникать при применении прочих способов. Технология роторного бурения на обсадной колонне отличается относительной простотой, поскольку для ее функционирования применяются традиционные трубы и муфты нефтепромыслового сортамента, и никаких изменений в оснащение стандартной буровой установки не требуется, следовательно, нет потребности и в особом специализированном оборудовании. При этом работы по цементированию скважины могут начинаться сразу же после того, как достигнута проектная глубина и выполнена промывка ствола. Сама же система при этом отличается еще и непревзойденной надежностью — разумеется, при условии, что перед началом работ проведены соответствующие инженерные расчеты. ООО «Таргин Бурение»: Мы предлагаем ряд решений: • Изолирующие смеси на водной основе (раствор с высоким уровнем фильтрации для закачки под давлением, дизельное топливо/бентонит, сшитый полимер, дизельное топливо/бентонит/цемент, цементный раствор). • Изолирующие смеси на углеводородной основе (диатомовая земля, карбонат кальция M-I-Х-II, твёрдая пробка для углеводородных растворов. • Технологию закачки высоковязких кольматирующих пачек. • Разнофракционные и разнородные кольматанты для ликвидации поглощений, в том числе и в продуктивном пласте. • ОЛКС. 7. Не могли бы Вы описать недавний опыт использования ваших продуктов в процессе бурения для успешного уменьшения или прекращения поглощения бурового раствора? Опишите сценарий, процедуру и результаты. Halliburton: Можно привести множество примеров. Мультимодальный материал для борьбы с поглощением
66 ROGTEC
It shall be noted, that drilling with casing method is especially suitable for northern countries such as Russia, Canada, and Alaska, were severe loss zones in shallow sections pose a significant challenge. The analysis undertaken after completion of the project showed the efficiency of DwC technology, including lower mud losses while drilling through lost circulation zones and lower bridging agent consumption. This once again confirms the advantages of the plastering effect. DwLTM technology has also proved its efficiency in Russia. Due to its simple design and efficiency, drilling with liner was decided to be used by one of Weatherford customers. It is worth to mention that DwL technology enabled completion of 6 wells. A length of open hole interval drilled by a 127-mm liner in one well reached 254 m. Three absorption zones were encountered, but a number of complications while drilling was minimized, and an average well construction time was 20 days per well. It should be mentioned that the average well construction time using conventional drilling methods is 35 days. Notably, the technology of drilling with liner was first applied for drilling “shallow” (sub-horizontal) wells, and problems were overcome thanks to better circulation caused by a streamlined liner design and annulus enlargement. Production casing section was fully drilled. Moreover, as experts stated, with drillable Weatherford bit it will be even possible to proceed with drilling operations below liner in case of sticking. Targin Drilling: The below technique was used by our drilling mud contractor during a well construction in the Spassk field. Lost circulation occurred in the depth below 1150 meters and the intensity reached 30 m3/h and higher. Further drilling, down to 1418 meters, was accompanied by measures against lost circulation of varying intensity. In the 522 to 769 m interval (Upper Carbonic) the well allegedly bleeds hydrogen sulfide containing water (1.06 g/cm3). Based on the GIS data the following intervals were detected where lost circulation was the highest: 1184-1190m, 1200-1210 (20) m. Mud loss was 543 m3. The total capacity of packing clay / gel cement / LCM / sawdust was 337m3. The response measures took 41 days. As a remedial measure it was decided to inject 7 m3 QUICK-STONE. The injection and drilling-out was successful. The lost circulation intensity was 2-3 m3/h afterwards and it was then possible to proceed drilling and inject additives into the mud. 8. With the market suffering from the low oil price, are “short-cuts” being taken when dealing with lost www.rogtecmagazine.com
LOST CIRCULATION был успешно использован при проведении работ в Башкортостане, где имело место полное поглощение. Компания Halliburton была привлечена для ликвидации инцидента через 1 месяц после его возникновения, после того как не увенчались успехом неоднократные попытки применения иных технологий, включая набухающие полимеры, различные нейтральные материалы для борьбы с поглощением и т.д. Это позволило остановить длительный период непроизводительного времени и потерю сотен кубических метров бурового раствора. На месторождениях Западной Сибири уже 2 года успешно применяется превентивная технология при бурении скважин с АНПД - BARAFLAKE® M, когда данный наполнитель постоянно добавляется в буровой раствор при прохождении сложных интервалов. National Oilwell Varco: В России в Бузулукском районе циркуляционный переводник многоразового действия MOCS размером 6½” использовался для защиты КНБК при устранении поглощения бурового раствора. Циркуляционный переводник проработал 15 циклов общей продолжительностью 70 часов. 9 часов он находился в режиме перепуска. «За одну операцию переводник превзошел по числу выполненных циклов все стандартные инструменты, имеющиеся на рынке. В итоге проблема с поглощением была решена. «Везерфорд»: Одной из недавних работ компании Weatherford стало применению метода бурения на обсадной колонне DwCTM с применением бурового башмака Defyer® DPA 4416 при бурении скважин на Российском севере в условиях многолетнемерзлых пород. При бурении интервала кондуктора на трех скважинах в интервале 230 – 650 метров потребовалось справиться сразу с несколькими проблемами: зонами потери циркуляции и поглощениями, а также предотвратить нестабильность ствола, сократив число СПО и повысив при этом безопасность ведения работ. Возможность одновременного использования процессов бурения и спуска ОК позволила не прибегать к смене КНБК. В целом, специалистам Weatherford удалось осуществить строительство интервала кондуктора в среднем за 3,5 дня в сложнейших климатических условиях. Технология бурения обсадной колонной была применена для изоляции зон поглощения, увеличения механической скорости проходки и минимизации нестабильности стенок скважины. При этом на 3 скважинах, где ее использовали, удалось сэкономить около 4 млн рублей за скважину и в результате сократить время строительства интервала кондуктора в среднем на четыре дня, соответственно, сократив износ оборудования и бурового инструмента. Стоит отметить, что метод бурения обсадной www.rogtecmagazine.com
circulation issues? If so, how does this affect the well, both in the short and long term? Halliburton: Lost circulation costs operators lots of money. Even at the time of high oil prices some companies tended to save on LCM materials and technologies used. Technology used to combat/prevent lost circulations must be optimized both technically and economically. The LCM approach will likely be in use on onshore projects while the high tech approach will be in demand for offshore and the most challenging onshore projects. I don’t think there is a direct link to oil price. National Oilwell Varco: We tend to see many operators prefer to save on additional tools in the BHA striving to drive down the costs. However, the rental rate of MOCS is negligible as compared to the potential mud losses or even more aggravated consequences due to full loss of circulation. Weatherford: In case of hard-to-drill reservoirs where efficient exposure is problematic, with low hydrocarbon prices and relatively high costs of efficient state-of-the-art technologies, it would be reasonable to look for compromise solutions. These may include the combination of conventional and proven technologies for each specific field or formation and new technologies including recent developments. Such approach is applicable to reservoirs with various lithology, but it is especially relevant for highly cavernous and fractured carbonate formations, which feature lost circulation issues. The selection principle of zonal isolation equipment and drilling technology for borehole stability and optimization of mud flow rates to improve borehole cleaning efficiency and to control annulus pressure with advanced lost circulation materials helps reduce well construction time and improve operational safety – and such approach provides the operator with a set of solutions to be selected based on actual conditions. Targin Drilling: Today the main goal is to reduce the cost of lost circulation remedial measures. It is also important to remember the controlling factor and to not affect natural permeability. Acid-insoluble LCM placed into the production well may reduce the reservoir characteristics. And we will have quick ESP failure and eventually short time between overhauls. 9. What is the future for technology development within lost circulation – what new products/services can we expect to see in the near future? Halliburton: Technology is developed to address current or potential challenges. In other words, future technologies will depend on those challenges. If they are similar to what we see now, LCM technologies will
ROGTEC 67
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА колонной имеет особое применение в северных районах, в том числе России, Канады и Аляски, где зоны поглощения бурового раствора в приповерхностных интервалах являются серьезной проблемой. Проведенный после окончания работ по проекту анализ показал эффективность применения технологии бурения обсадной колонной, результатом чего стало снижение потерь бурового раствора при прохождении зон поглощения и снижение количества используемых кольматирующих пачек. Этот тезис еще раз подтверждает срабатывание эффекта затирания. Метод бурения на хвостовике DwLTM также успел снискать себе популярность в России. В силу простоты, безопасности и эффективности методики бурения на хвостовике одним из заказчиков компании Weatherford было принято решение о ее апробации. Стоит отметить, что использованная технология бурения с горизонтальным окончанием обеспечила успешное заканчивание шести скважин. В одной из скважин длина открытого ствола, пробуренная хвостовиком диаметром 127 мм, составила 254 м. В ходе бурения были вскрыты три зоны поглощения, при этом число осложнений в процессе бурения снизилось, а средняя продолжительность строительства составила 20 суток на скважину. Стоит отметить тот факт, что при бурении скважин стандартными методами средний срок строительства здесь составляет 35 дней. Важно, что технология бурения на хвостовике была впервые применена для бурения «неглубокой», или субгоризонтальной, скважины, при этом осложнения были устранены за счет улучшения циркуляции, что стало результатом упрощения конструкции хвостовика и увеличения кольцевого зазора. При этом бурение эксплуатационной части коллектора было выполнено в полном объеме. Специалисты отмечают, что при бурении разбуриваемым долотом производства Weatherford возможно продолжение бурения ниже хвостовика в случае прихвата. ООО «Таргин Бурение»: Нижеуказанная технология была применена нашим подрядчиком по буровым растворам при строительстве скважины. В процессе строительства скважины на Спасском месторождении, ниже 1150 метров началось поглощение бурового раствора интенсивностью 30 м³/ч и более. Далее при углублении скважины до глубины 1418 метров велась постоянная борьба с поглощениями различной интенсивности. Предположительно, в интервале 522-769 м (интервал Верхнего Карбона) скважина изливает пластовой водой (1,06 г/см3) с содержанием сероводорода. На основании данных ГИС были определены интервалы с наиболее интенсивным поглощением: 11841190 м, 1200-1210 (20) м. Потери бурового раствора составили 543 м3. Суммарный объём глинистой пасты/
68 ROGTEC
likely remain the same. On the other side, if there is significant progress in drilling HTHP wells, deepwater and other wells which require new LCM technologies, new LCM technologies will likely appear. I don’t think though they will differ from existing technologies drastically. I would expect existing technologies with improved features like higher temperature limits, less time for reaction etc. It is also possible that nanotechnolgies will be introduced in the material production industries, e.g. our innovative spongeous material BaraLock®-666 is produced on the same principle as graphene-based materials making them sustainable in reservoir conditions. National Oilwell Varco: With Western Siberia market shifting towards sidetrack applications, there is 4 1/8” MOCS tool design being the pipeline to step into the new market for NOV. Also, new indexing mechanisms are being developed right at this moment. Weatherford: It is rather difficult to highlight just one product or tool among advanced developments, because intensive engineering studies are ongoing in engineered chemistry, hydrodynamic pressure management and mechanical isolation of formations. New ideas will keep coming until we find a comprehensive solution. Targin Drilling: Development of lost circulation preventive measures is our priority. We plan to utilize circulating subs, cross-linking high-adhesive agents, swelling agents and low weight mud (below 1.0 g/cm3, i.e. OBM). гельцемента/НДР/опила составил 337 м3. Затраченное время на ликвидацию осложнения составило 41 день. Было принято решение прокачать 7 м3 состава «QUICK-STONE» для ликвидации зоны катастрофического поглощения. Результат после прокачивания и разбуривания состава положительный. Интенсивность поглощения после разбуривания состава составила 2-3 м3/час, что позволило продолжить углубление скважины с вводом наполнителей по активу раствора. 8. В условиях, когда рынок страдает от низких цен на нефть, применяются ли «упрощенные схемы» для решения проблем с поглощением бурового раствора? Если да, то как это сказывается на скважине, в краткосрочной и долгосрочной перспективах? Halliburton: Поглощение бурового раствора стоит Оператору немалых денег. Даже во времена высоких цен на нефть некоторые компании стремятся www.rogtecmagazine.com
LOST CIRCULATION экономить на материалах и технологиях, применяемых для борьбы с поглощением. Технология, используемая для борьбы/предупреждения поглощения бурового раствора, должна быть оптимальной как технически, так и экономически. Подход с применением одного материала для борьбы с поглощением, вероятно, будет применяться на проектах на суше, в то время как высокотехнологичный подход будет пользоваться спросом на шельфовых и наиболее сложных сухопутных проектах. Не думаю, что имеется прямая связь с ценой на нефть. National Oilwell Varco: Сейчас многие буровые компании, пытаясь уменьшить расходы, предпочитают сэкономить на дополнительных инструментах в КНБК. Однако стоимость аренды циркуляционного переводника многоразового действия MOCS ничтожно мала в свете вероятных потерь бурового раствора, а тем более отягощенных последствий после полной потери циркуляции. «Везерфорд»: В условиях сложных для прохождения и эффективного вскрытия коллекторов, невысоких цен на углеводороды, с одной стороны, и относительно высоких затрат на эффективные современные технологии, с другой, целесообразным в целом представляется поиск компромисса, суть которого – комбинация традиционных и опробованных технологий для конкретного месторождения или пласта и новых технологий, включая современные исследования. Такой подход применим для коллекторов с различной литологией, но особенно актуален для карбонатных пластов с повышенной кавернозностью и трещиноватостью, для которых свойственны и проблемы поглощения бурового раствора. Правильный выбор оборудования для изоляции интервалов и технологии бурения для обеспечения стабильности стенок скважины, оптимизации расхода раствора с целью повышения эффективности очистки, а также контроля давления в затрубном пространстве при использовании новейших материалов по борьбе с поглощениями сокращает время строительства скважины, повышает безопасность операций, и оставляет компании-оператору набор решений для применения в зависимости от фактической ситуации. ООО «Таргин Бурение»: Главное требование в нынешних условиях - снижение стоимости на ликвидацию поглощения. Но важно учесть главный фактор и не снизить естественную проницаемость. При использовании кислотонерастворимых кольматантов в продуктивке можно снизить коллекторские свойства пласта. Итогом будет быстрый выход из строя ЭЦН и как следствие снижение межремонтного периода скважины. www.rogtecmagazine.com
9. Каково будущее для развития технологий, связанных с поглощением бурового раствора – какие новые продукты/услуги можно ожидать увидеть в ближайшем будущем? Halliburton: Технология разрабатывается в ответ на текущие или потенциальные проблемы. Иными словами, будущие технологии будут зависеть от таких проблем. Если они будут сходны с теми, что мы видим сейчас, технологии материалов для борьбы с поглощением, вероятно, останутся теми же. С другой стороны, при наличии существенного прогресса в бурении скважин с высокой температурой и давлением, глубоководных и иных скважин, требующих новых технологий борьбы с поглощением, вероятно появление новых материалов. Однако не думаю, что они будут радикально отличаться от существующих технологий. Технологии борьбы с поглощениями будут скорее всего представлять существующие технологии с улучшенными характеристиками, такими как более высокий температурный предел, сокращение времени реакции и т.д. Так же не исключается возможность, что в промышленность будет внедряться нанотехнологии по производству материалов. К примеру, наш новейший губчатый материал BaraLock®-666 производится по принципу производства материалов с использованием графенов, что позволяет ему сохранять форму и не сжиматься в пластовых условиях. National Oilwell Varco: Мы наблюдаем повышенный спрос на оборудование для бурения боковых стволов в Западной Сибири. Компания NOV работает над дизайном переводника MOCS в 4 1/8” типоразмере. Кроме того, в настоящее время ведется работа над усовершенствованием индексного механизма. «Везерфорд»: Довольно сложно выделить какойто отдельный продукт в качестве перспективной разработки, поскольку как с точки зрения химического проектирования, либо управления гидродинамическим давлением, так и механической изоляции пропластка, ведутся интенсивные разработки. Ведь пока не найдено универсального решения проблемы, будут появляться все новые и новые идеи. ООО «Таргин Бурение»: Приоритетна разработка комплексных мер по предотвращению поглощений. Перспективно применение кольматационных переводников, сшивающихся высокоадгезионных составов, набухающих составов, а также буровых растворов с низкими плотностями (менее 1,0 г/см3 – РУО).
ROGTEC 69
ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА
Харитонов Андрей Борисович - Kharitonov Andrey Borisovich Halliburton Харитонов Андрей Борисович окончил Российский химикотехнологический университет им. Д.И. Менделеева. Доктор химических наук с 1998 г. В течение 4 лет являлся приглашенным научным сотрудником факультета органической химии Еврейского Университета г. Иерусалим, Израиль. Автор более 30 научных монографий по биохимии и аналитической химии. Является сотрудником компании Halliburton с 2003 г. В настоящее время занимает должность технического менеджера подразделения буровых растворов по России и Каспийскому региону. Является членом Общества инженеров-нефтяников (SPE) с 2007 г. Автор более 15 монографий в области строительства нефтяных и газовых скважин. Kharitonov Andrei Borisovich graduated from D.I. Mendeleyev University of Chemical Technology of Russia. Doctor of Chemistry since 1998. Visiting scholar for 4 years at Hebrew University of Jerusalem, Israel, Department of Organic Chemistry. Author of more than 30 scientific manuscripts in the field of Biochemistry and Analytical Chemistry. Employed by Halliburton since 2003. Currently working as a Technical Manager for Russia and Caspian Areas, Drilling Fluids Division. SPE Member since 2007. Author of more than 15 manuscripts in the field of Oil and Gas well construction.
Роман Че - Roman Che National Oilwell Varco Роман Че является выпускником Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина по специальности «Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта». Прошел стажировку по программе “Next generation”, после чего работал в департаменте Advanced Drilling Solutions в качестве инженера. Занимал позиции координатора отдела технической поддержки, руководителя проектов на Дальнем Востоке. В настоящее время является Руководителем департамента бурового оборудования в России и СНГ. Roman Che is a graduate from the Gubkin’s Russian State University of oil and gas (Construction Engineering degree). Since 2009 he has participated in the Next Generation Program and then moved to the Advanced Drilling Solutions department as an Engineer. Roman has held positions of the Drilling Solutions Engineering coordinator, and the Account manager – Far East. He is currently the Drilling Technology Product Line Manager supporting Russia and CIS.
70 ROGTEC
Станислав Куликов - Stanislav Kulikov «Везерфорд» - Weatherford Станислав Куликов, кандидат технических наук, автор порядка 20 статей и книги «Неразрушающий контроль в бурении», руководитель проектов по бурению на обсадной колонне (DwC) и бурению с управляемым давлением (MPD). В компании Weatherford работает более 7 лет на различных должностях. Высшее образование и специальность инженера-конструктора Станислав получил в Московском государственном университете приборостроения и информатики (МГУПИ) в 2006 году. Общий стаж работы в нефтегазовой сфере превышает 10 лет. Stanislav Kulikov, Ph.D., Project Manager for MPD and DwC, author of about 20 articles and a book titled ‘Nondestructive inspection in Drilling’. He has been holding various positions with Weatherford for over 7 years. Stanislav graduated from Moscow State University of Instrument Engineering and Computer Science as a design engineer in 2006. He has worked in oil and gas industry for over 10 years.
Ильшат Ганеев - Ilshat Ganeev ООО «Таргин Бурение» - Targin Drilling 1994-1999 - обучение в Уфимском государственном нефтяном техническом университете по специальности <Бурение нефтяных и газовых скважин> 1999-2008 - Нефтекамское управление буровых работ АНК <Башнефть>, от помощника бурильщика до инженератехнолога технического отдела. 2008-2009 - Заместитель начальника технологического отдела Нефтекамского управления буровых работ ООО <БашнефтьГеострой> 2009-2012 - Начальник технологического отдела - главный технолог Нефтекамского управления буровых работ ООО <Башнефть-Геострой> 2012-2015 - Главный инженер Нефтекамской экспедиции глубокого бурения ООО <Башнефть-Бурение> (с 2014 г. - ООО <Таргин Бурение>) 2015 по наст. вр. - Начальник технологического отдела главный технолог ООО <Таргин Бурение> 1994-1999 Ufa State Petroleum Technological University, Oil and Gas Well Drilling 1999-2008 Neftekamsk Drilling Directorate of Bashneft, rising from Assistant Driller to Process Engineer in the Engineering Department 2008-2009 Neftekamsk Drilling Directorate of Bashneft-Geostroy, Process Department Deputy Manager 2009-2012 Neftekamsk Drilling Directorate of Bashneft-Geostroy, Process Department Manager, Chief Process Engineer 2012-2015 Neftekamsk Deep Drilling Expedition of Bashneft-Burenie (Targin Drilling since 2014), Chief Engineer 2015- Current Process Department Manager, Chief Process Engineer in Targin Drilling
www.rogtecmagazine.com
LOST CIRCULATION
Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE
Платиновый спонсор
Золотой спонсор
24-26 октября 2016 | ЦМТ, Москва, Россия
Золотой спонсор
За дополнительной информацией, пожалуйста, обращайтесь к Марии Тишковой: russianoilandgas@spe.org; mtishkova@spe.org. Тел.: +7 (495) 268-04-54 www.rogtecmagazine.com
www.spe.org/events/rptc/2016
ROGTEC 71
БУРЕНИЕ
РЕГУЛИРУЕМЫЙ ЭЛЕКТРОПРИВОД БУРОВЫХ НАСОСОВ И ЕГО ВЛИЯНИЕ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ СЕТЬ RIG OPTIMIZATION: MUD PUMPS AND VARIABLE FREQUENCY DRIVES AND POWER SYSTEM PERFORMANCE Никулин О.В., Ведущий инженер-энергетик, ООО «УК «Татбурнефть», к.т.н.
O. Nikulin, Lead Power Engineer (Ph.D. in Engineering), MC Tatburneft, LLC
Шабанов В.А., профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, к.т.н.
V. Shabanov, (Professor, Ph.D. in Engineering), Ufa State Petroleum Technological University
З
A
начительное расширение задач при бурении нефтегазовых скважин, связанных с видом скважины – наклонно-направленные, горизонтальные и со специфическими условиями бурения, повышают требования к электроприводу. Нерегулируемый электропривод буровых насосов лишь в минимальной степени отвечает современным требованиям технологии бурения и большую часть своей работы эксплуатируется в недогруженном режиме. Регулируемый электропривод позволяет по мере углубления скважины поддерживать давление на выходе бурового насоса постоянным. При выполнении этого условия электродвигатель полнее используется по мощности, что приводит к снижению потерь
72 ROGTEC
multiple task approach is needed when drilling directional and horizontal oil and gas wells in demanding drilling environments which needs higher requirements from the variable frequency drives (VFD). Direct on line drives of the mud pumps hardly meet today’s drilling requirements and are underloaded most of their service life. VFD maintains the mud pump discharge pressure constant while the well is deepened. At constant pressures, the electric motor efficiency is greater which results in lower motor power losses and power consumption. Mud pumps are conventionally equipped with removable pistons and liners in a variety of diameters. The removable www.rogtecmagazine.com
DRILLING мощности в электродвигателе и снижению расхода электроэнергии. Буровые насосы снабжаются сменными поршнями и втулками ряда диаметров. Использование сменных поршней и втулок разных диаметров представляет собой по существу ступенчатое регулирование выходных параметров насоса – подачи и давления. При регулируемом электроприводе для изменения подачи и давления достаточно изменять частоту вращения электродвигателя. Использование регулируемого электропривода позволяет сократить число используемых поршней и втулок, а также оптимизировать их смену, сократить время бурения и время простоя буровой бригады, связанного со сменой поршней и втулок. При этом применение регулируемого электропривода буровых насосов обеспечивает наиболее полное использование мощности насоса, возможность реализации оптимальных режимов бурения, сокращение аварийности, повышение показателей бурения в целом. Целью работы является обзор эксплуатируемых в ООО «УК «Татбурнефть» систем регулируемых электроприводов буровых насосов и анализ их влияния на электрическую сеть. В настоящее время применяются следующие основные системы ПЧ на базе автономных инверторов напряжения: ПЧ прямого преобразования, двухтрансформаторные ПЧ и многоуровневые ПЧ. В зависимости от схемы силовой электронной части многоуровневые ПЧ выполняются либо ячейкового типа, либо по мостовой схеме [1, 2, 3]. В ПЧ прямого преобразованиянапряжение питающей сети и номинальное напряжение двигателя соответствуют напряжению преобразователя частоты. Силовые схемы выпрямителя выполняются на базе трехфазных мостов. При питании от высоковольтной электрической сети напряжением 6 или 10 кВкаждое вентильное плечо выпрямителя составлено из несколькихпоследовательно включенных вентилей. Такой высоковольтный ПЧ прямого преобразования имеет сложные схему силовой части и систему управления и контроля целостности силовых полупроводниковых приборов на стороне высокого напряжения. Существенным недостатком высоковольтных ПЧ прямого преобразования является их высокая стоимость [3]. Поэтому в БУ применяют низковольтный ПЧ с установкой понижающего трансформатора на входе. При этом система электропривода содержит трансформатор Т, блок выпрямителей В, блок инверторовИ и электродвигатель М (рисунок 1). www.rogtecmagazine.com
pistons and liners are actually used as a means of stepwise pump rate and discharge pressure regulation. When a VFD is used, the rate and pressure are changed by controlling the motor speed. VFD allows for a reduction in the number of pistons and liners used, optimizing their replacement procedure, and shortening the drilling time and drill crew downtime while pistons and liners are replaced. Mud pump VFD’s increase pump efficiency, optimize drilling modes, reduce breakdown rate and improve drilling performance. The objective of the Article is to study the mud pump VFD systems utilized by Tatburneft and analyze their effect on the power system. The following voltage source inverter-based frequency converters are used nowadays: direct conversion, twotransformer and multilevel converters. Multilevel frequency converters are either cell or bridge type [1, 2, 3] depending on the power and electronic circuit topology. In direct conversion frequency converters, mains voltage and rated motor voltage are identical to the frequency converter voltage. Rectifier power circuits are based on the three-phase bridge architecture. When power is supplied from the 6kV or 10kV mains, the rectifier valve arm comprises several valves connected in series. This high voltage direct conversion frequency converter features sophisticated power circuits and HV side solid-state power device control and integrity monitoring systems. The material disadvantage of a direct conversion frequency converters is their high cost [3]. For this reason low voltage frequency converters and incoming step-down transformers are used in the drilling rigs. The drive system (Figure 1) comprises transformer (T), rectifier module (R), inverter module (I) and motor (M). Rectifier-inverter circuit (Figure 1) includes transformer (T), rectifier (R) and inverter (I). The transformer is used in the drilling rigs to steps down voltage from 6kV to 690V. Rectifier module consists of two three-phase 6-pulse uncontrolled rectifiers and inverter module includes three controlled single-phase inverters fed from common DC buses. Commutation chokes (L) upstream the rectifier and filter chokes downstream the inverter are provided to remove higher harmonics. Input three-phase sine voltage at constant amplitude Input three-phase sine voltage at a constant amplitude and frequency is rectified in the rectifier module (R) and then inverted in the inverter module (I) into the variable frequency and amplitude AC voltage. Output frequency foutput and voltage Uoutput are controlled by inverters through high frequency PWM. PWM is characterized by the modulation period when the motor stator winding is connected in turn to the positive and negative poles of the rectifier. Winding contact duration within the pulse
ROGTEC 73
БУРЕНИЕ 3 phase U=const, f=const
Рисунок 1 . Схема «трансформатор - выпрямитель-инвертер» Figure 1. Transformer - Rectifier - Inverter Circuit Схема «Выпрямитель-Инвертер» состоит из трансформатора Т, выпрямителя В и инвертера И (рисунок 1). На буровых установках трансформатор понижает напряжение от 6 кВ до 690 В. Выпрямитель в свою очередь состоит из двух трехфазных 6-пульсных неуправляемых выпрямителей, а инвертер – из трех управляемых однофазных инвертеров, питающихся от общих шин постоянного тока. Схема содержит коммутирующие дроссели L на входе выпрямителя и фильтрующие дроссели на выходе инвертеров для подавления высших гармоник. Входное трехфазное синусоидальное напряжение с постоянной амплитудой и частотой выпрямляется в блоке выпрямителей B, а затем вновь преобразуется в блоке инверторовИ в переменное напряжение изменяемой частоты и амплитуды. Регулирование выходной частоты fвых. и напряжения Uвых.осуществляется в инверторах за счет высокочастотного широтно-импульсного управления. Широтно-импульсное управление характеризуется периодом модуляции, внутри которого обмотка статора электродвигателя подключается поочередно к положительному и отрицательному полюсам выпрямителя. Длительность подключения каждой обмотки в пределах периода следования импульсов модулируется по синусоидальному закону. Наибольшая ширина импульсов обеспечивается в середине полупериода, а к началу и концу полупериода уменьшается. Таким образом, система управления СУИ обеспечивает широтноимпульсную модуляцию (ШИМ) напряжения, прикладываемого к обмоткам двигателя. Амплитуда и частота напряженияопределяются параметрами модулирующей синусоидальной
74 ROGTEC
period is modulated in a sine mode. The pulse width is peaking in the middle and is minimal at the beginning and the end of the half-period. Thus, the ICS provides the PWM of voltage applied to the motor windings. Voltage amplitude and frequency are determined by the modulating sine function. Three single-phase output voltages are formed at the frequency converter generating three-phase AC voltage of variable frequency and amplitude. Three single-phase inverters instead of one three-phase inverter allow individual control over each motor input phase voltage. The piston pump load changes within a single cycle. In case of three-phase inverter this may lead to phase voltage change and voltage unbalance. Independent generation of the phase voltages allows for their balancing and electric output power quality improvements at the frequency converter. The current and voltage waveforms recorded at the transformer (T) primary winding (Figure 1) in the process of mud pump operation utilizing «Transformer - Rectifier - Inverter» VFD circuit are shown in Figure 2. As can be seen, the voltage waveform is rather smooth and the current waveform is pulsed. Current and voltage wave distortion is caused both by higher harmonics and the piston load nature. Distorted current and voltage waves can be reduced to the fundamental component (50 Hz) and higher harmonics (frequencies multiple of 50 Hz). For example, 250 Hz - 5th harmonic and 350 Hz - 7th harmonic [4, 5]. Harmonics are total of frequencies that can be added to the main sine wave (50 Hz) to obtain the current and voltage waveforms. When the VFD is used in the power system, higher harmonics impact other power consuming equipment. This www.rogtecmagazine.com
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 75
БУРЕНИЕ
Искаженная кривая тока или напряжения может быть разложена на фундаментальную составляющую (50Гц) и высшие гармоники (частоты кратные 50Гц). Например, 250 Гц – 5-я гармоника и 350 Гц - 7-я гармоника [4, 5]. Сумма частот, которые могут быть добавлены к основной синусоиде 50 Гц для получения существующей формы тока или напряжения и называется гармониками. При работе частотно-регулируемого электропривода в электрической сети появляющиеся высшие гармоники, негативно влияют на остальные приемники электроэнергии. В целом это приводит к менее эффективному использованию электроэнергии, уменьшению срока службы оборудования и, как следствие, увеличению издержек производства. Несинусоидальность напряжения и тока обуславливает дополнительные потери и нагрев, а также ускоренное старение изоляции электрооборудования [4].
76 ROGTEC
Ток, А - Current, A
Напряжение, В - Voltage, V
400 100 функции. Таким образом, 80 300 на выходе преобразователя U 60 частоты формируются три 200 40 однофазных напряжения, I 100 20 которые образуют 0 0 трехфазное переменное -20 -100 напряжение изменяемой -40 частоты и амплитуды. -200 -60 Использование трех -300 -80 однофазных инверторов -100 -400 вместо одного трехфазного позволяет управлять каждым Рисунок 2 . Осциллограммы тока и напряжения на входе преобразователя из фазных напряжений на частоты по схеме «трансформатор – выпрямитель - инвертор» входе электродвигателя Figure 2. Input Current and Voltage Waveforms for “Transformer - Rectifier - Inverter” VFD раздельно. Нагрузка поршневого насоса в процессе одного цикла перемещения leads to lower energy efficiency, shorter equipment service изменяется. При трехфазном инверторе это может life and higher production costs. Non-sinusoidal voltage привести к изменению величины фазных напряжений and current cause additional losses and heating as well as и появлению не симметрии напряжений. Раздельное accelerated aging of electrical equipment insulation [4]. формирование фазных напряжений позволяет симметрировать фазные напряжения, что повышает Industrial mains parameters shall meet requirements качество электрической энергии на выходе ПЧ. of GOST 13109-97 Electric Power. Equipment Electromagnetic Compatibility. Electric Power Quality На рисунке 2 показаны осциллограммы тока и Standards for Public Mains [6]. Beside other power напряжения, снятые со стороны первичной обмотки quality indexes, the standard defines two parameters трансформатора Т (рисунок 1) при работе бурового characterizing voltage sine waveform distortion in the насоса с преобразователем частоты по схеме mains: «трансформатор – выпрямитель- инвертор». Из графика видно, что напряжение имеет практически – Voltage sine waveform distortion factor * KU гладкую форму, а ток имеет пульсирующий характер. Искажение формы кривой тока и напряжения связано как с содержанием высших гармоник, так и характером поршневой нагрузки.
where U(1) – RMS phase-to-phase voltage of the 1st harmonic (fundamental frequency); U(2), U(3) … U(40) – RMS phase-to-phase voltage of higher harmonics multiple of fundamental harmonic in terms of frequency (when determining sine waveform distortion factor KU, the standard require to consider only the 2nd to 40th harmonics and not consider harmonics that are less than 0.1%); * Other KU descriptions – harmonic factor, non-linear distortion factor. In foreign publications this factor is determined as THD (Total Harmonic Distortion). – Voltage n-th harmonic component factor
www.rogtecmagazine.com
DRILLING РОССИЯ, МОСКВА, ЦВК «ЭКСПОЦЕНТР»
17-Я МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА
17–20 апреля 2017 ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА При поддержке: Министерства энергетики Российской Федерации
Организаторы:
www.rogtecmagazine.com
www.neftegaz-expo.ru
ROGTEC 77
БУРЕНИЕ Параметры промышленной питающей электросети должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего назначения» [6]. Среди показателей качества электроэнергии (КЭ) стандартом определены два параметра, характеризующие степень искажения формы синусоиды напряжения в электросети: – коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения * KU
где U(1) – действующее значение междуфазного (фазного) напряжения 1-ой гармоники (основной частоты); U(2), U(3) … U(40) – действующие значения междуфазного (фазного) напряжения высших гармоник, кратных по частоте основной гармонике (при определении коэффициента искажения синусоидальности KU стандарт предписывает учитывать гармоники только от 2-ой до 40-й и не учитывать гармоники, уровень которых менее 0,1 %); * Другие названия KU – «коэффициент гармоник», «коэффициент нелинейных искажений». В иностранной литературе он обозначается как THD (TotalHarmonicDistortion – коэффициент суммарных гармонических искажений). – коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения
Where n is a number of the harmonic component multiple of the fundamental frequency within the mains voltage range. Sine waveform distortion factor * KU is the ratio of the sum of the voltage of higher harmonics in the mains voltage to the voltage of the fundamental frequency and nth harmonic component factor KU(n) is the share of specific harmonic in total distortion. According to GOST 13109-97, allowable voltage sine waveform distortion factor for 0.38kV mains is 8% and the limit factor is 12%. Allowable nth harmonic component factor for each harmonic is specified in GOST 13109-97, for example: 5th harmonic - 6.0%, 7th harmonic - 5%, etc. Limit factor for each harmonic is 1.5 times higher than allowable one: KU(n)limit = 1,5 ⧠ KU(n)allowable [6].
Figure 3 shows supply voltage harmonics range for the mud pump operating applying «transformer - rectifier inverter» circuit. As can be seen, the 5th, 7th, 11th and 13th harmonics (i.e. 250, 350, 550 and 650 Hz respectively) contribute most to the mains voltage sine waveform distortion when frequency converter is used in the mud pump drive. However all voltage harmonic components are within the allowable range per GOST 13109-97 [6]. If the HV motor is utilized and its voltage differs from frequency converter voltage, two-transformer converter can be used. In this case the drive system comprises inlet step-down transformer, LV converter with rectifier and inverter, step-up transformer and electric motor. The two-transformer converters are disadvantageous in terms of lower reliability and efficiency (93...96%) compared to other converter types. Moreover, these converters feature limited motor speed control range (nrated > n> 0.5nrated) due to output transformer core saturation. [2]. This is not the case with the multilevel frequency converters.
где n – номер гармонической составляющей, кратной основной частоте, в спектре сетевого напряжения. Коэффициент искажения синусоидальности KU определяет долю суммарного напряжения высших гармоник в питающем напряжении электросети по отношению к напряжению основной частоты, а коэффициент n-ой гармонической составляющей KU(n) характеризует вклад конкретной гармоники в общие искажения. Согласно ГОСТ 13109-97, нормально допустимое значение коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения для сетей напряжения 0,38 KВ составляет 8 %, предельно допустимое значение составляет 12 %.
78 ROGTEC
Cell control board
График 4. Схема высоковольтного преобразователя частоты с многоуровневой ШИМ Chart 4. HV Frequency Converter with Multilevel PWM
www.rogtecmagazine.com
DRILLING Ku(a)
Ku(b)
Ku(c)
1,20
Коэффициент, % - Factor, %
1,00
0,80
0,60
0,40
0,20
0
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 Номер гармоники - Harmonic Number
Рисунок 3 . Спектр гармоник питающего напряжения при работе бурового насоса при схеме «трансформатор – выпрямитель - инвертор» Figure 3. Supply Voltage Harmonics Range for the Mud Pump Operating Applying “Transformer - Rectifier - Inverter” Circuit Нормально допустимое значение коэффициента n-ой гармонической составляющей для каждой гармоники приведено в ГОСТ 13109-97, например, для 5-ой гармоники – 6,0 %, для 7-ой гармоники – 5 % и т. д. Предельно допустимое значение коэффициента n-ой гармонической составляющей для каждой гармоники в 1,5 раза больше нормально допустимого: KU(n)пред = 1,5 ⧠ KU(n)норм [6]. На рисунке 3 показан спектр гармоник питающего напряжения при работе бурового насоса при системе «трансформатор – выпрямитель инвертор». Из рисунка видно, что основной вклад в искажение синусоидальности напряжения сети при работе преобразователя частоты в электроприводе бурового насоса вносят 5-я, 7-я, 11-я и 13-я гармоники (т. е. 250, 350, 550 и 650 Гц соответственно). Тем не менее, все значения гармонических составляющих напряжения находятся в пределах допустимых ГОСТ13109-97 [6].
Если используется высоковольтный электродвигатель, напряжение которого отличается от напряжения ПЧ, то возможно использование двухтрансформаторного ПЧ. При этом система электропривода содержит понижающий www.rogtecmagazine.com
График 5. Векторная диаграмма формирования фазного и линейного напряжения на выходе преобразователя частоты Chart 5. Vector Diagram of Frequency Converter Output Phase and Line Voltage Generation Multilevel frequency converters are either cell or bridge type [2, 3, 7, 8] depending on the power electronic circuit topology. HV cell type frequency converter with multilevel PWM is shown in Figure 4. The circuit comprises dry transformer (T) with phase shifted secondary windings voltages to ensure multipulse conversion. High frequency converter output voltage is generated due to series arranged power cells (C) (Figure 4). 5 power
ROGTEC 79
БУРЕНИЕ
Ток, А - Current, A
Напряжение, В - Voltage, V
6000 40 трансформатор на входе, низковольтный 30 4000 U преобразователь 20 2000 с выпрямителем и 10 I инвертором, повышающий 0 0 трансформатор и -10 электродвигатель. -2000 Основными недостатками -20 -4000 двухтрансформаторных -30 преобразователей являются -6000 -40 низкие по сравнению с другими схемами КПД График 6. Осциллограммы тока и напряжения на входе высоковольтного (93…96%) и надежность. преобразователя частоты Кроме того, такие Chart 6. HV Frequency Converter Output Current and Voltage Waveforms преобразователи из-за насыщения сердечника cells are connected in series in each phase. Figure 5 выходного трансформатора имеют ограниченный shows vector diagram of the frequency converter output диапазон регулирования частоты вращения phase and line voltage generation. двигателя (nном. > n> 0,5nном.) [2]. Такие недостатки Mains current and voltage waveforms recorded at the отсутствуют у многоуровневых ПЧ. transformer (T) primary winding (Figure 4) in the process of mud pump operation utilizing HV VFD circuit are shown in В зависимости от схемы силовой электронной Figure 6. As can be seen, the voltage waveform is rather части многоуровневые ПЧ выполняются либо smooth. Current waveform is smoother compared to that ячейкового типа, либо по мостовой схеме [2, 3, recorded for the Rectifier - Inverter frequency converter. 7, 8]. Схема высоковольтного преобразователя частоты ячейкового типа с многоуровневой Figure 7 shows supply voltage harmonics range at motor ШИМ показана на рисунке 4. Схема состоит из terminals for the mud pump operating with HV frequency сухого трансформатора Т, имеющего вторичные converter. As can be seen, there are 3rd, 5th, 7th, 11th, 1
Ku(a)
Ku(b)
Ku(c)
1,20
Коэффициент, % - Factor, %
1,00
0,80
0,60
0,40
0,20
0
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 Номер гармоники - Harmonic Number
График 7. Спектр гармоник питающего напряжения при работе бурового насоса с высоковольтным преобразователем частоты Chart 7. Supply Voltage Harmonics Range at Motor Terminals for Mud Pump Operating with HV Frequency Converter
80 ROGTEC
www.rogtecmagazine.com
DRILLING обмотки со сдвигом фаз между напряжениями для обеспечения многопульсного преобразования. Высокое напряжение на выходе преобразователя частоты формируется за счет последовательного включения силовых ячеек Я (рисунок 4).Силовые ячейки подключены последовательно по 5 на каждую фазу. На рисунке 5 представлена векторная диаграмма формирования фазного и линейного напряжения на выходе преобразователя частоты. На рисунке 6 показаны осциллограммы тока и напряжения в сети, снятые со стороны первичной обмотки трансформатора Т (рисунок 4) при работе бурового насоса с высоковольтным преобразователем частоты. Из графика видно, что напряжение имеет практически гладкую форму. Формы кривой тока более гладкая по сравнению с преобразователем частоты по схеме «ВыпрямительИнвертор».
TC
График 8. Схема «Тиристорный преобразователь – Двигатель постоянного тока» Chart 8. Thyristor Converter - DC Motor Circuit Thyristor converter - DC motor circuit used in the drilling rigs is shown in Figure 8. The circuit comprises thyristor converter (TC) and DC motor (DCM). Thyristor converter supplies DC power to the DCM armature winding and field winding (FW). 25 20
U
15 10
2000
I
5 0
1
-5
-2000
-10
Ток, А - Current, A
Напряжение, В - Voltage, V
4000
0
DCM FW
На рисунке 7 показан спектр гармоник питающего напряжения на выводах электродвигателя при работе бурового насоса с высоковольтным преобразователем частоты. Из рисунка видно, что при работе высоковольтного преобразователя частоты в сети присутствуют 3-я, 5-я, 7-я, 11-я, 13-я, 19-я, 23-я, 29-я и 35-я гармоники. Тем не менее, все значения гармонических составляющих напряжения находятся в пределах допустимых ГОСТ13109-97. Так, например, для 5-ой гармоники напряжения нормально допустимое значение 4 %, предельно допустимое 6 %, для 7-ой нормально допустимое 3 %, 6000 предельно допустимое 4,5 %. Схема «Тиристорный преобразователь – Двигатель постоянного тока», нашедшая применение в буровых установках,показана на рисунке 8. Схема состоит из тиристорного преобразователя ТП и двигателя постоянного тока ДПТ. Тиристорным преобразователем осуществляется питание постоянным током обмотки якоря ДПТ и обмотки возбуждения ОВ.
13th, 19th, 23rd, 29th and 35th harmonics in the mains during operation of the HV frequency converter. However all voltage harmonic components are within the allowable range per GOST 13109-97. For example, for the 5th harmonic the allowable value is 4%, the limit value is 6% and for the 7th harmonic the allowable value is 3% and limit value is 4.5%.
-15
-4000
-20 -25
-6000
График 9. Осциллограммы тока и напряжения на входе тиристорного преобразователя Chart 9. Thyristor Converter Input Current and Voltage Waveformst
На рисунке 9 показаны осциллограммы тока и напряжения питающей сети, снятые на входе тиристорного преобразователя ТП (рисунок 8) при работе бурового насоса.
Figure 9 shows mains current and voltage waveforms recorded at the thyristor converter (TC) (Figure 8) in the process of mud pump operation.
На рисунке 10 показан спектр гармоник питающего напряжения при работе бурового насоса с электроприводом постоянного тока. Из рисунка видно, что в сети присутствуют 3-я, 5-я, 7-я, 11-я, 13-
Figure 10 shows supply voltage harmonics range for the mud pump operating with DC drive. As can be seen, there are 3rd, 5th, 7th, 11th, 13th, 17th, 19th, 23rd, 29th, 25th, 29th, 31st, 35th and 37th harmonics in the mains. However
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 81
БУРЕНИЕ Ku(a)
3,00
Ku(b)
Ku(c)
Коэффициент, % - Factor, %
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 Номер гармоники - Harmonic Number
График 10. Спектр гармоник питающего напряжения при работе бурового насоса с электроприводом постоянного тока Chart 10. Supply Voltage Harmonics Range for the Mud Pump Operating with DC Drive я, 17-я, 19-я, 23-я, 29-я, 25-я, 29-я, 31-я, 35-я и 37-я гармоники. Тем не менее, все значения гармонических составляющих напряжения находятся в пределах допустимых ГОСТ13109-97. Типы преобразователей, электродвигателей и буровых насосов из рассмотренных примеров приведены в таблице 1.
Выводы
Наиболее сильное влияние на электрическую сеть оказывает электропривод постоянного
all voltage harmonic components are within the allowable range per GOST 13109-97. Converters, motors and mud pumps studied above are listed in Table 1.
Summary
The DC drive causes the major effect on the power mains. Special engineering solutions are adopted in each of the studied cases to minimize electric drive effect on the mains. In particular, chokes are used in Transformer Rectifier - Inverter circuit. In HV frequency converter with
Схема Circuit
Тип преобразова-теля Converter Type
Тип электродви-гателя Motor Type
Тип бурового насоса Mud Pump Type
Трансформатор – выпрямитель – инвертер Transformer - Rectifier - Inverter
Vacon NXC
НТВ21С
12Т-1300
Высоковольтный преобразователь частоты с многоуровневой ШИМ HV frequency converter with Multilevel PWM
SIEMENS ROBICON Perfect Harmony
АДЧРС-1000-6,0-6У3
УНБТ-950L
Тиристорный преобразователь – дви-гатель постоянного тока Thyristor Converter - DC Motor
SIEMENS SIMOREG DC-MASTER
МПЭ-500-500
УНБ-600
Таблица 1 – Типы преобразователей частоты, электродвигателей и буровых насосов Table 1 – Converters, Motors and Mud Pumps
82 ROGTEC
www.rogtecmagazine.com
DRILLING тока. В каждой из рассмотренных схем приняты специальные технические решения для снижения влияния электропривода на сеть. Так, в схеме «трансформатор – выпрямитель - инвертор»на входе использованы дроссели, в схеме высоковольтного преобразователя частоты с многоуровневой ШИМ снижение влияния на сеть достигается путем топологии построения схемы, а в схеме «Тиристорный преобразователь – Двигатель постоянного тока» на входе выпрямителя использован реактор. При этом при всех рассмотренных схемах регулируемого электропривода, при использовании их на буровых установках, все значения гармонических составляющих напряжения находятся в пределах допустимых ГОСТ13109-97.
Литература
1. Лазарев Г.Б. Высоковольтные преобразователи для частотно-регулируемого электропривода. Построение различных систем. – Новости электротехники. – 2005.– №2.– С. 23. 2. Бурдасов Б. К., Нестеров С. А. Многоуровневые и каскадные преобразователи частоты для высоковольтных электроприводов переменного тока. URL: http://fetmag.mrsu.ru/2011-1/pdf/Frequency_ Converters.pdf(дата обращения: 21.08.2015). 3. Шабанов В.А., Алексеев В.Ю., Калимгулов А.Р., Хакимьянов М.И., Токмаков Д.А., Шепелин А.В. Эффективность использования безтрансформаторных многоуровневых преобразователей частоты в электроприводе магистральных насосов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. №5. С.493-515. URL: http://ogbus.ru/issues/5_2015/ogbus_5_2015_ p493-515_ShabanovVA_ru.pd 4. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредприятий. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1984. 160 с. 5. Барутсков И. Б., Вдовенко С. А., Цыганков Е. В. Гармонические искажения при работе преобразователей частоты // Главный энергетик, 06.2011, с. 5-15. 6. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. 7. Донской Н., Иванов А., Матисон В., Ушаков И. Многоуровневые автономные инверторы для электропривода и электроэнергетики // Силовая электроника. – 2008.– № 1.– C. 26-32. 8. Иванов А.Г., Ушаков И.И. Бестрансформаторный многоуровневый инвертор для высоковольтного электропривода // Силовая электроника. – 2011.– №4.– C. 36-44.
www.rogtecmagazine.com
Multilevel PWM, effect on the mains is minimized by the circuit topology. The reactor is provided upstream to the rectifier in the Thyristor Converter - DC Motor circuit. All voltage harmonic components are within the allowable range per GOST 13109-97 in all studied VFD circuits used at the drilling rigs.
References
1. G. Lazarev. High Voltage Converters for Variable Frequency Drives. System Topology. – New in Electrical Engineering. – 2005 – No. 2 – p. 23. 2. B. Burdasov, S. Nesterov Multilevel and Cascade Frequency Converters for HV AC Drives. URL: http://fetmag.mrsu.ru/2011-1/pdf/Frequency_ Converters.pdf(date: 21.08.2015). 3. V. Shabanov, V. Alekseev, A. Kalimgulov, M. Khakimianov, D. Tokmakov, A. Shepelin Efficiency of Transformerless Multilevel Frequency Converters in Main Line Pump Electric Drives // Electronic Academic Journal Petroleum Engineering. 2015. No. 5. p. 493-515. URL: http://ogbus.ru/issues/5_2015/ogbus_5_2015_p493515_ShabanovVA_ru.pd 4. I. Zhezhelenko Higher Harmonics in Industrial Power Supply Systems. 2nd Edition, Amended. M.: Energoatomizdat, 1984. p. 160. 5. I. Barutskov, S. Vdovenko, E. Tsygankov Harmonic Distortions in the Process of Frequency Converter Operation // Journal for Power Engineers, 06.2011, p. 5-15. 6. GOST 13109-97 Electric Power. Equipment Electromagnetic Compatibility. Electric Power Quality Standards for Public Mains. 7. N. Donskoy, A, Ivanov, V. Mathisson, I. Ushakov Multilevel Autonomous Voltage Source Inverters for Electric Drives and Power Industry // Power Electronics. – 2008 – No. 1 – p. 26-32. 8. A. Ivanov, I. Ushakov Transformerless Multilevel Inverters for HV Electric Drives // Power Electronics. – 2011 – No. 4 – p. 36-44.
ROGTEC 83
Фото: Евгений Уваров, Александр Таран Photo: Euvgeniy Uvarov, Aleksandr Taran
БУРЕНИЕ
«ГАЗПРОМ НЕФТЬ»: РАБОТА НА РАЗРЫВ GAZPROM NEFT: MULTI STAGE FRACTURING София Зорина, «Газпром нефть»
Смотреть в большом размере Двадцать лет назад был проведен первый в истории компании гидроразрыв пласта. Опытным полигоном для этого стало Карамовское месторождение «Ноябрьскнефтегаза». С тех пор технология гидроразрыва стала только актуальнее: сегодня ее не просто применяют для интенсификации добычи на активах «Газпром нефти» — с ней связывают большие надежды по освоению трудноизвлекаемых запасов
Первый опыт
Поиск технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти, начался еще в конце XIX века в США — практически сразу после того, как стали очевидны блестящие финансовые перспективы нефтяного бизнеса. Тогда малую эффективность
84 ROGTEC
Sofia Zorina, Gazprom Neft
Twenty years ago the company performed its first hydraulic fracturing on the testing ground of Noyabrskneftegaz’s Karamovskoye field. Since then, the hydraulic fracturing technique has become ever more sophisticated: today it allows Gazprom Neft to not only stimulate production in Gazprom Neft fields, but also focuses on the development of hard to recover reserves.
First Experience
The search for technologies for oil production stimulation started back in the late 19th century in the United States, as soon as the outstanding commercial perspectives of the oil industry became obvious. The low efficiency of the drilling equipment and production methods would then be compensated by exploding nitroglycerin inside wells. The idea was basic: the technique simply facilitated the www.rogtecmagazine.com
DRILLING применявшегося бурового оборудования и способов добычи попытались компенсировать взрывами нитроглицерина в скважине. В целом мысль была верной — таким образом удавалось разрушать породы в призабойной зоне, обеспечивая больший приток пластового флюида. Впрочем, способ оказался опасным и довольным грубым.
destruction of the formation in the bottom-hole area and maximized fluid influx. However, this method turned out to be dangerous and rather crude. The next step was bottom hole acidizing to dissolve lime stone cementing rocks in certain oil reservoirs. The first acidizing experiments were carried out in 1895. Only 30 years after the method was commercialized, the high efficiency of overpressure acid injection became evident. This initiated the development of fluid stream pressure based hard rock fracturing technique. The Americans are considered to be pioneers in hydraulic fracturing. The late 1940s are distinguished by the first successful hydraulic fracturing conducted by Halliburton and the first theoretical work by an American engineer Clark,* who described the technique and theorized the process in the well. Positive results achieved due to hydraulic fracturing quickly made the technique popular in the oilfields of the United States. Despite that the technique was not well studied and had imperfections, the total number of hydraulic fracturing jobs in the USA wells reached 100,000 by 1955.
Следующим шагом стала обработка забоя кислотой для растворения известняка, цементирующего породы некоторых нефтяных коллекторов. Первые кислотные обработки были выполнены еще в 1895 году. В промышленных масштабах этот метод стали применять лишь через 30 лет. Тогда же выяснилось, что закачка кислоты под значительным давлением оказывается более эффективной. Это дало толчок развитию идеи о разрыве твердых пород с помощью давления потока жидкости. Первопроходцами в деле внедрения гидроразрыва пласта считают американцев. Проведение первого успешного ГРП в конце 1940-х годов приписывается компании Halliburton, тогда же появилась и первая теоретическая работа Кол-во, шт. / Number, pcs. на этот счет — американский 2 454 631 инженер Кларк* описал сам метод 600 и теоретические представления о 545 1 958 639 происходящем в скважине процессе. 500 Положительные результаты, 444 1 598 419 406 которые наблюдались при 400 проведении гидроразрывов, очень 337 быстро сделали эту технологию 300 популярной на нефтепромыслах США. Несмотря на ее малую 200 703 863 663 540 574 745 изученность и несовершенство, 148 уже к 1955 году общее количество 100 гидроразрывов на американских 29 0 скважинах достигло 100 тысяч. 2012
2013
Добыча, тонн / Production, tons
2 197 316
2 400 000
2 124 279
2 000 000
1 563 307 417
406
370
1 600 000
350 1 382 487
1 200 000
241 168
511 913
800 000 483 290 400 000 0
2014
2015 (10+2)
В Советском Союзе первые ГРП Новые горизонтальные Новые наклонно-направГРП на действующем 545 ленные скважины с ГРП 337 фонде 29 скважины с МГРП начали проводить в начале 1950-х Multi-Stage Hydraulic Hydraulic Fracturing in New Hydraulic Fracturing in годов. Причем именно советские Fracturing in New Directional Wells Existing Wells Horizontal Wells ученые стояли у истоков создания теоретических работ, позволяющих Динамика ГРП в «Газпром нефти» моделировать процесс гидроразрыва Hydraulic Fracturing Operation Trends in Gazprom Neft и предсказывать его результаты. Основатель Московского физтеха академик Сергей Христианович с коллегами In the Soviet Union, the first hydraulic fracturing jobs were разработали теорию образования и распространения performed in early 1950s. Notably, it is Soviet scientists двумерных трещин в пласте. Их наработки до сих пор who pioneered investigations enabling to model hydraulic используются при создании прогнозных моделей. fracturing process and predict results. The founder of the Пик применения гидроразрыва в СССР пришелся на 1958–1962 годы, когда количество операций превышало Moscow Institute of Physics and Technology, Academician Sergey Khristianovich, in cooperation with his colleagues, 1,5 тыс. в год. С открытием крупных высокодебитных developed a theory of two-dimensional fracture creation месторождений в Западной Сибири от применения and propagation in the formation. Their achievements are ГРП практически отказались — «легкая» нефть still used in predictive modelling. The peak of hydraulic позволяла обходиться без дополнительных методов www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 85
БУРЕНИЕ интенсификации. Вновь внимание на технологию гидроразрыва в России обратили лишь в конце 1980х, когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.
В поисках лучшего
К сожалению, за несколько десятилетий невостребованности отечественное оборудование и опыт применения гидроразрыва пласта значительно отстали от мирового уровня. Поэтому в новейшей истории проведение ГРП на российских месторождениях сразу же стало прерогативой иностранных сервисных компаний. Сегодня ситуация на рынке изменилась, тем не менее, все новые веяния в технологии по-прежнему приходят из-за рубежа.
fracturing in the USSR was in 1958-1962 when the number of fracturing jobs exceeded 15,000 a year. When large high-output fields were discovered in the Western Siberia, the hydraulic fracturing technique was no longer used as “easy” oil did not require additional simulation. Russia returned to the hydraulic fracturing technique only in late 1980’s when the oil & gas reserves structure had significantly changed.
In Search of Better Opportunities
For the decades the lack of demand has unfortunately resulted in Russian hydraulic fracturing equipment and experience being far behind the world level, and now hydraulic fracturing in Russian oil fields is utilized exclusively by foreign service companies. Notwithstanding the changed market situation, all new technology trends are sourced from abroad. The main strategy is to reduce cost and increase efficiency of the technique, in addition to finding utilization methods in the most challenging conditions such as development of unconventional resources.
Главный вектор развития — удешевление технологии, повышение ее эффективности и поиск способов применения в самых сложных случаях, таких как разработка нетрадиционных запасов. Схематично ГРП можно свести к ряду последовательных операций: определение места разрыва для образования трещин в породах нефтяного пласта, создание на выбранных участках скважин условий (отверстий) для давления на пласт, закачка в пласт под большим давлением разрывающей жидкости, закачка в образовавшуюся трещину расклинивающего агента (проппанта), промывка скважины и ее эксплуатация. Со времени проведения первого ГРП так или иначе претерпели изменения все перечисленные этапы: сегодня технологию стараются максимально
86 ROGTEC
Hydraulic fracturing can be defined as a set of consecutive operations: identification of a fracture point to create fractures in the rocks of the oil formation, creation of conditions (perforations) to apply pressure to the formation in the chosen well sections, injection of the fracturing fluid under high pressure into the formation, injection of the propping agent (proppant) into the fracture, flushing of the well and its further operation. Since the first hydraulic fracturing took place, all the above-mentioned stages have undergone certain changes in order to tailor the technique to each oil field. Today, despite of extensive use, hydraulic fracturing is a case-specific technique ensuring optimal efficiency. The first hydraulic fracturing jobs utilized water fracturing liquid, and river sand as a propping agent. Hydraulic fracturing was performed in wells to increase the production rate and no preliminary study of possible impact was conducted. Modern computer aids to process geologic data and model formation make it possible www.rogtecmagazine.com
Organised by: and
Government of Yamal district
DRILLING SUPPORTED BY
5th Annual Forum and Exhibition 8–9 June 2016, Salekhard, Russia
Among industry speakers:
Supported by:
Register today: Evgeniy Kot, CEO, Yamal LNG
Didier Barbandiere, Vice President, Western Europe & Russia – Onshore business unit, Technip
Falk Ahnert, Head, Global Development Support, Wintershall
Vadim Yakovlev, First Deputy General Director, Head, E&P unit, Gazprom neft
•
Learn about new growth prospects of Yamal oil and gas industry and ensure you are making the best strategic commercial decisions out of them
•
Meet 300+ industry leaders, including more than 70 heads of international and Russian oil and gas majors, investors, world’s leading technology and equipment providers
•
Find out more about Yamal key large-scale E&P, infrastructure and transport projects: gain perspective on innovative economic and technological aspects
www.yamaloilandgas.com/en/ events@vostockcapital.com +44 207 394 30 90 +7 (499) 505 1 505
Join the conversation: #YamalOilandGas @VostockCapital_
Among Forum participants:
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 87
БУРЕНИЕ подогнать под условия каждого месторождения. Современный гидроразрыв, при всей массовости его применения,— это очень индивидуальная технология, обеспечивающая оптимальную эффективность именно за счет подбора параметров для каждого конкретного случая. В первых гидроразрывах в качестве закачиваемой жидкости использовали техническую воду, а для расклинивания скважины — речной песок. ГРП проводили на любой скважине, где хотелось увеличить дебит, без предварительных расчетов возможных последствий. Современные компьютерные возможности обработки геологической информации и построения модели пласта позволяют выбрать наиболее подходящее место для инициации образования трещины. А дальнейшее моделирование с учетом свойств пластовых пород дает возможность рассчитать необходимые параметры закачиваемой жидкости и подобрать подходящий проппант, которые обеспечат получение трещины оптимальных размеров с максимальной проводимостью. «В „Газпром нефти“ развитие технологии ГРП шло по пути поиска наиболее подходящих составов жидкости гидроразрыва, подбора оптимальных типов проппанта,— рассказывает началь ник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. — Закачиваемый в скважину гель в идеале должен быть достаточно вязким, чтобы не уходить в пласт, а также без потерь доносить проппант до трещины, не давая ему осесть в скважине. В то же время впоследствии жидкость должна легко вытекать из трещины, чтобы не уменьшать ее проводимость». По словам специалиста, для этого в гель ГРП добавляют специальные вещества — брейкеры, снижаю щие вязкость жидкости. Современные брейкеры заключают в капсулы, которые разрушаются под давлением в трещине. Таким образом гель начинает разжижаться только после завершения образования и стабилизации трещины. Помимо брейкеров в состав жидкости гидроразрыва могут входить и другие специальные компоненты, например уменьшающие трение жидкости при прохождении по трубе. Это позволяет экономить на затратах мощности. Есть свои секреты и в процессе выбора проппанта, который эволюционировал от обычного речного песка до шариков из обожженной глины или бокситов. Здесь ищут оптимальное соотношение цены, прочно сти и проводимости расклинивающего агента в конкретных горно-геологических условиях.
Новые горизонты
Сегодня странно слышать, что гидроразрыв пла ста можно проводить лишь для того, чтобы
88 ROGTEC
to select the most suitable area to initiate a fissure. Subsequent modelling that considers the formation rocks properties, allows calculation of required parameters of the fracturing fluid and selection of suitable proppant to achieve a fracture of optimal size and maximum conductivity. Every year hydrocarbon reserves in easy formations are reduced and the latter are replaced with low-permeability formations featuring high heterogeneity, low poroperm properties and heavy compartmentalization. This adversely affects hydrocarbon production rate. One of the most efficient methods to increase well productivity penetrating such formations is hydraulic fracturing, which may maximize oil recovery rate. After hydraulic fracturing, the well is better linked with natural fractures and high-permeability areas; formation area drained by the well increases. The most widespread technique is multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells. It multiplies the production well flow rate. Today we are also developing unique technologies, one of which is multilateral wells where multi-stage hydraulic fracturing is conducted in each wellbore. The first in Russia bilateral well with multistage hydraulic fracturing is currently being drilled in Krayneye Field. Moreover, the technology of repeated multi-stage hydraulic fracturing is now under intense investigation and their usage will become relevant in several years. Aleksandr Bilinchuk, Head of Geology and Development Department “Gazprom Neft hydraulic fracturing development focused on finding the optimal composition of fracturing fluid and types of proppants” says Ildar Faizullin, Head of Hydraulic Fracturing Design Department of Gazprom Neft Research and Development Centre, “Gel injected into a well should be viscous enough to not be absorbed by the formation and carry the proppant to the fracture without losses avoiding its settling in the well. Yet the fluid should easily leak out from the fracture so not to affect its conductivity”. According to the expert, for this to occur, special substances, i.e. fluid viscosity reducing breakers, are added to the gel. Encapsulated breakers used today, rupture under pressure inside the fracture. The gel liquefaction starts only after the fracture is induced and stabilised. In addition to breakers, fracturing fluid may contain other special components to, among other things, reduce fluid friction on passing through a pipe. This allows reducing power expenditures. Selecting a proppant can also be tricky; the selection evolved from regular river sand www.rogtecmagazine.com
2016 ASTANA, SEPTEMBER 16th 2016 Kazakhstan’s Largest Dedicated Drilling Technology Event, in Association with General Event Partner and Platinum Sponsor JSC NC KazMunayGas
Roundtable Style Format Focusing on Key Drilling Challenges, Including: • Complex reservoirs • HP/HT wells • Drilling through low pressure zones • Mud loss • Wellbore stability • Limited internal infrastructure • Lack of sea route to get drilling equipment in country • Harsh winter environment & need for winterized rigs • Rig safety and HSE Event Partner
“Tomorrow’s Drilling, Delivered Today” +34 951 388 667 www.kazdr.kz
БУРЕНИЕ преодолеть призабойную зону, испорченную оставшимся в ней буровым раствором, и связать чистый пласт со скважиной. Хотя двадцать лет назад это был обычный повод: в пластах с высо кой проницаемостью буровой раствор загрязнял (кольматировал) достаточно обширную зону около скважины, препятствуя нефтедобыче. Сегодня рабочих пластов с высокой проницаемостью практически не осталось, а главная задача при проведении ГРП — увеличить интенсивность нефтеотдачи за счет большего охвата продуктивной зоны, сделать рентабельной добычу из неудобных коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Новые задачи требуют и нового подхода к реализации технологии. Так, если при первых ГРП в пласт закачивалось не более 5–10 тонн проппанта, то сегодня эти значения достигают сотен тонн. Большое количество проппанта необходимо при создании протяженных трещин, охватывающих значительную часть пласта. А чтобы достичь таких показателей закачки, нужны мощные насосы, точный расчет геометрии трещины и подходящая жидкость гидроразрыва. Подбор жидкостей — это отдельная задача, стоящая перед химиками. Можно без преувеличения сказать, что успех проведения ГРП минимум на 60% зависит от верности ее решения.
New Horizons
Today it is strange to hear that formation hydraulic fracturing can be done to only pass a bottom-hole area damaged by remaining drilling mud and to link clean formation and a well. Twenty years it was typical when in high-permeability formations the drilling mud contaminated (colmataged) a rather large area around the well, preventing oil production. Nowadays there are almost no high-permeability formations left and the hydraulic fracturing purpose is to increase the oil recovery rates by covering a larger production zone, achieving
Кол-во, тыс. / Number 50 000 45 000 40 000 35 000 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000
н/д
0
1945 1949 1953 1957 1961 1965 1969 1973 1977 1981 1984 1989 1993 1997 2001 2005 2011 2014 Источники: Экономидес М., Олини Р., Валько П. «Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. От теории к практике». Environment America. Rystad Energy. FracFocus Sources: M. Economides, R. Oligney, P. Valko. Unified Fracture Design. Bridging the Gap between Theory and Practice. Environment America. Rystad Energy. FracFocus
Количество ГРП на нефтяных скважинах США Number of Hydraulic Fracturing Operations in the USA Oil Wells
Если первые гидроразрывы в компании проводились только в наклонно-направленных скважинах, то в начале 2000-х годов было принято решение попробовать эффективность гидроразрыва на горизонтальных скважинах. Впрочем, тогда речь шла о горизонталках, пробуренных в достаточно мощных и высокопроницаемых участках на традиционных месторождениях, без существенных осложнений. Целью проведения ГРП на таких скважинах, изначально не предназначенных для этой технологии, было желание поднять добычу, уменьшившуюся вследствие естественной потери продуктивности из-за кольматации призабойной зоны скважины как частичками от матрицы породы, так и привнесенными загрязнениями при ремонтах. При этом неудачным ГРП ситуацию можно было значительно ухудшить, например, в том случае, если бы трещина соединила пласт с обводненными
90 ROGTEC
into burnt clays and bauxites pellets. The aim is to achieve a propping agent price-strength-conductivity balance in view of the particular geological conditions.
a cost-effective production of tight reservoirs with low permeability and porosity. New challenges also require a new approach to the technology implementation. During the first hydraulic fracturing jobs no more than 5 – 10 tons of the proppant were injected into a well, while today the amount is hundreds of tons. A large amount of the proppant is required when creating long fractures through a considerable part of the formation. To achieve such injection performance, powerful pumps, accurate calculation of fracture geometry and suitable fracturing fluid are required. For the chemists, the selection of an appropriate liquid is the main concern. It is no exaggeration to say that at least 60% of a successful hydraulic fracturing depends on the appropriate chemical solutions. www.rogtecmagazine.com
DRILLING С каждым годом объем запасов углеводородов в легко разрабатываемых пластах снижается, и на смену приходят низкопроницаемые объекты, выраженные высокой неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами с высокой степенью расчлененности пласта. Это негативно сказывается на уровнях добычи углеводородов. Один из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывших такие пласты,— ГРП, который позволяет значительно увеличить темп отбора нефти. После ГРП увеличивается связь скважины с системой естественных трещин и с зонами повышенной проницаемости, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. Наиболее широкое распространение получила технология многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, в результате применения которой кратно повышается дебит добывающих скважин. Также сегодня мы развиваем уникальные технологии, в ряду которых многоствольные скважины с проведением МГРП в каждом из стволов. На текущий момент идет бурение первой в России двуствольной скважины с МГРП на Крайнем месторождении. Кроме того, сейчас активно испытываются технологии проведения повторного МГРП, использование которых станет актуально через несколько лет. Александр Билинчук, начальник департамента геологии и разработки участками. Первый опыт гидроразрыва на горизонтальных скважинах, несмотря на все но, оказался вполне успешным и позднее позволил более уверенно подойти к внедрению технологии многостадийных ГРП на горизонтальных скважинах в низкопроницаемых коллекторах. Массовое применение технологии многостадийного гидроразрыва пласта началось в начале ХХI века в Америке после первых настоящих успехов на сланцевых месторождениях нефти и газа. Именно МГРП стало основой сланцевой революции. В России технологию начали внедрять в 2010-х. В «Газпром нефти» в качестве пробного актива был выбран Вынгапуровский участок — месторождение, где остаточные запасы невозможно вовлечь в разработку традиционными способами. Опытно-промышленные работы по проведению здесь четырехстадийного гидроразрыва были проведены в 2011 году. www.rogtecmagazine.com
The company conducted its first hydraulic fracturing in directional wells only. In the early 2000s it was decided to test efficiency of hydraulic fracturing in horizontal wells, however, the horizontal wells were drilled in rather dense formations and at high-permeability sections in conventional fields, where no significant complications were encountered. In the wells not initially designed for the technique, hydraulic fracturing purpose was to increase production that had been reduced due to natural productivity loss caused by colmatage of bottom-hole area by both particles of rock matrix and contaminants left from workovers. Moreover, unsuccessful hydraulic fracturing could make the situation worse, for example the fracture linking the formation and water-flooded sections. Despite all the above-mentioned, the first hydraulic fracturing trials in horizontal wells were quite successful allowing for more confidence when introducing multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells in low-permeability reservoirs. Wide use of the multi-stage hydraulic fracturing technique started in the early 21st century in America when the first true success was achieved in the shale oil & gas fields. The multi-stage hydraulic fracturing triggered what has become know as “the shale revolution”. In Russia use of the technique started in the 2010s. Gazprom Neft selected Vyngapurovskiy field as a trial site, as it was a field where remaining reserves could not be recovered by conventional methods. The pilot project four-stage hydraulic fracturing was performed in the field in 2011. Unlike the conventional hydraulic fracturing, the multistage technique utilizes special equipment which is lowered into the well during its completion. The equipment range is wide and should be selected taking into account the formation conditions as well as economic feasibility. “In the beginning of multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells we used BHA with disposable sleeves and composite balls as isolators. (see chart)”, says Ildar Faizullin, “The borehole annulus was isolated by swellable packers, kind of plugs which swell when exposed to the oil. Packers sectioned the annulus where the fracturing fluid with the proppant could penetrate during staged hydraulic fracturing. Today we cement the borehole annulus. This is more complicated and expensive, but enhances reliability of hydraulic fracturing and control of the fracture initiation point”. In 2014 the number of multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells of Gazprom Neft increased up to 168 jobs per year. As well as quantity, quality also improved. Today 10-stage hydraulic fracturing is a routine, and the record of 19-stage hydraulic fracturing had been reached in the Yuzhno-Priobskoye field of Gazpromneft-Khantos in the end of the year.
ROGTEC 91
БУРЕНИЕ У многостадийного ГРП есть одно важное отличие от обычного гидроразрыва: для его реализации требуется специальное оборудование, опускаемое в скважину при ее заканчивании. Причем вариантов такого оборудования немало — его нужно подбирать исходя из пластовых условий и экономической целесообразности. «Изначально при проведении МГРП на горизонтальных скважинах мы использовали компоновки с муфтами одноразового действия и нерастворимыми композитными шарами в качестве отсекателей (см. схему),— вспоминает Ильдар Файзуллин.— Заколонное пространство перекрывали с помощью разбухающих пакеров — своеобразных пробок, набухающих под действием нефти. Пакера разбивали на секции пространство за эксплуатационной колонной, куда могла попасть жидкость ГРП с проппантом в процессе постадийного проведения гидроразрыва. Сегодня мы уже имеем опыт цементирования заколонного пространства. Это более сложная и дорогая операция, но она обеспечивает надежность проведения гидроразрыва и позволяет лучше контролировать места инициации трещин». Уже в 2014 году количество многостадийных гидроразрывов на горизонталках в «Газпром нефти» выросло до 168 операций за год. Причем меняется не только количество, но и качество: сегодня обычным делом считается 10-стадийный гидроразрыв, а рекордное к настоящему времени количество стадий — 19 — проведено на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» в конце уходящего года. Последнее слово в развитии технологии — компоновки с многоразовыми муфтами и пакером в качестве отсекателя зон с уже проведенным гидроразрывом (см. схему). В этом случае пакер, активируемый при механическом сдавливании, заменяет традиционные композитные шары, позволяя делать максимальное число стадий разрыва, ограниченное только длиной скважины и экономическими расчетами. Оборудование
92 ROGTEC
The latest technology development is BHA systems with reusable sleeves and packer as the isolator for fractured areas (see chart). The mechanically activated packer replaces conventional composite packer ball allowing a maximum number of fracturing stages limited only by well length and cost estimates. Equipment to open a sleeve with installed packer is lowered into the well on coiled tubing. Gazprom Neft used this hydraulic fracturing technique for the first time in the Priobskoye
field and thus reached 15 fracturing stages with a prospect for further growth.
Hard-to-Recover Experience
Believe it or not, we cannot say that developing hydraulic fracturing technique is becoming more complicated. Of course, particular stages require more sophisticated equipment, for example, fracture propagation modelling, secondary well testing to obtain more accurate information and analyse hydraulic fracturing, i.e. seismic survey, logging. On the other hand, heavy-duty pumps are designed for less compounded fracturing fluids and high pumping rate allows for low fluid viscosity, moreover, sometimes it is necessitated for successful hydraulic fracturing, for example multi-stage fracturing in low-permeability reservoirs such as in the Bazhenov formation. Oil deposits in the Bazhenov formation are very promising nowadays for the Russian oil industry. Gazprom Neft endeavors to find an optimal development method for the challenging reserves. It is obvious that the principle technique here is multi-stage hydraulic fracturing with optimal parameters, which are yet to be found. The www.rogtecmagazine.com
DRILLING для открытия муфт с инсталлированным пакером спускается в скважину на гибких трубах (койлтюбинге). В «Газпром нефти» подобная технология проведения ГРП впервые была применена на Приобском месторождении. Именно с ее помощью удалось увеличить количество стадий разрыва до 15 с перспективой и дальнейшего роста.
Трудноизвлекаемый опыт
Как это ни парадоксально, нельзя сказать, что с развитием технологии гидроразрыва она комплексно усложняется. Есть отдельные этапы, которые, несомненно, обрастают более сложной техникой, — например, моделирование развития трещин, вторичные методы исследования скважин для получения наиболее достоверной картины и анализа гидроразрыва — сейсмика, геофизические методы исследования. В то же время более мощные насосы дают возможность использовать менее сложные жидкости гидроразрыва — при высоких скоростях закачки вязкость жидкости может быть невысокой, а в некоторых случаях это и вовсе необходимое условие успешного ГРП. К таким случаям относится многостадийный разрыв в слабопроницаемых коллекторах, например, баженовской свите. Нефтяные залежи, относящиеся к бажену, сегодня надежда отечественной нефтянки. «Газпром
www.rogtecmagazine.com
first multi-stage hydraulic fracturing in the Bazhenov formation showed low efficiency of conventional fluids and BHA systems. Only narrow-width fractures are possible to form in the hard rocks of the Bazhenov formation and fracturing gel of standard viscosity settled in such fractures forms polymeric film resistant to washing away. The solution is to use low-friction water or even slickwater as a fracturing fluid. However this water is now no longer used in hydraulic fracturing. The reason is simple: due to low viscosity the water does not deliver the proppant to the fracture, proppant settled in the well does not contribute to the fracture formation but hinders the operation. Today heavyduty pumps are used to avoid this: proppant has no time to settle inside the well due to super-high injection rate. This concept was the one selected for the Bazhenov formation. The higher is fluid flow rate, the higher the pipe wall pressure is. Large bore pipes should be used to maintain the allowable pressure. Therefore, hydraulic fracturing BHA systems with sleeves and production tubing could not be used in the Bazhenov formation. “The new-design ten-stage hydraulic fracturing was first conducted in Palyanovskoye Field of Bazhenov formation in December, 2015.” says Mikhail Cherevko, Chief Geologist of Gazprom Neft Khantos,“We used the plug and perf method of hydraulic fracturing when
ROGTEC 93
БУРЕНИЕ нефть» тратит немало средств и сил на то, чтобы найти оптимальный способ разработки таких трудноизвлекаемых запасов. Очевидно, что главным инструментом здесь должен стать многостадийный гидроразрыв пласта — осталось подобрать его оптимальные параметры. Как показал опыт проведения первых МГРП на бажене, стандартные жидкости и компоновки здесь оказываются недостаточно эффективными. В твердых породах баженовской свиты удается создать очень узкие трещины, а гель ГРП с обычной вязкостью в таких трещинах оседает, образуя плохо смываемую полимерную пленку. Выход — использовать в качестве жидкости воду или даже «скользкую воду» — с пониженным трением. Хотя изначально для гидроразрыва использовали именно воду, от нее скоро отказались. Причина проста: в силу малой вязкости вода не доносит проппант до трещины, он оседает в скважине и не только не способствует образованию трещины, но и мешает проведению операции. Сегодня с этой проблемой можно справиться за счет мощнейших насосов и сверхвысоких скоростей закачки — в этом случае проппант просто не успевает выпасть в скважине. Именно такой вариант решено было применить на бажене. При увеличении скорости течения жидкости растет и давление на стенки трубы. Чтобы не превышать допустимых параметров давления, необходимо использовать трубы большего диаметра. На практике это означает, что от применения компоновок ГРП с муфтами и насоснокомпрессорными трубами (НКТ) на бажене пришлось отказаться. «Первый десятистадийный ГРП на баженовской свите по новой схеме был проведен на Паль яновском месторождении в декабре 2015 года, рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. — Мы использовали безшаровую технологию ГРП, в которой стадии гидроразрыва отделяются друг от друга специальными пробками, спускаемыми на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), а закачка проппанта при каждом ГРП ведется через перфорационные каналы. Эта технология дала возможность создания разветвленной системы трещин, направление которых мы можем задавать и контролировать». На Западе эта технология успешно применяется уже около десяти лет и носит название рlug and perf. В этом случае пласт вскрывается с помощью гидропескоструйной перфорации без использования муфт, причем в рамках одной стадии разрыва делается сразу несколько отверстий, что позволяет создавать сеть трещин, а не одну магистральную трещину, как при обычном ГРП. Жидкость гидроразрыва нагнетается
94 ROGTEC
hydraulic fracturing stages are separated with special plugs lowered into the well on coiled tubing, and proppant is injected at each hydraulic fracturing through the perforated channels. By this technique it was possible to form branched conjugated fractures and define and monitor the direction thereof”. In the West this technique has been successfully used for about ten years already and it is called “plug and perf method”. Jet perforation with no sleeves required and several holes made per each fracturing stage make it possible to form a fracture network vs. a single main fracture formed by the conventional hydraulic fracturing technique. The tubing is not lowered into the well but the fracturing fluid is injected directly through production string, while fracturing stages are separated by special composite plugs. Time will tell how efficient such multi-stage hydraulic fracturing technology will be. “By now two wells in Russia have been drilled by the plug and perf method, and both were successful”, Aleksandr Milkov, Head of Bazhenov Project Well Completion Division of Gazprom Neft, shares with us. “We hope that the result will be also successful”. However, the search for new solutions continues, and there is still definitely a room for improvement. According to Aleksandr Milkov, the future is in mobile equipment, injection speed increasing and simplification of hydraulic fracturing gels chemical composition; and, in general, in low-cost and efficient solutions. прямо по эксплуатационной колонне, без спуска в скважину колонны НКТ, а разделение стадий разрыва происходит специальными композитными пробками. Насколько эффективной окажется такая технология проведения МГРП покажет время. «В России к настоящему моменту по технологии рlug and perf сделано две скважины, обе удачные, — поделился руководитель направления по заканчиванию скважин проекта „Бажен“ „Газпром нефти“ Александр Мильков.— Мы также надеемся на положительный результат». Впрочем, поиск новых решений продолжается, благо еще есть куда стремиться. По мнению Александра Милькова, будущее — за мобильным оборудованием, повышением скорости закачки и упрощением химического состава гелей ГРП. А в целом — за недорогими и эффективными решениями. Материал любезно предоставлен компанией ОАО «Газпром нефть» и журналом «Сибирская нефть» Published with thanks to Gazprom Neft & Sibirskaya Neft MAGAZINE
www.rogtecmagazine.com
DRILLING
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 95
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН
Внутрискважинный мониторинг в концепции «умной» скважины NovosibirskNIPIneft: Smart Wells - Downhole Monitoring Владимир Ульянов, к.т.н., технический директор, НовосибирскНИПИнефть Александр Черемисин, к.т.н., директор тюменского филиала, НовосибирскНИПИнефть Константин Торопецкий, ведущий эксперт, НовосибирскНИПИнефть Антон Рязанцев, директор, Новосибирский Научно-технический центр
З
адача контроля профиля протока и других параметров в добывающих скважинах является неотъемлемой при оптимизации добычи нефти и газа. В статье изложена концепция постоянного внутрискважинного мониторинга интервала перфорации действующей скважины с помощью постоянного устройства, способного измерять с высокой разрешающей способностью ряд параметров потока (температура, давление, обводнённость, расход и т.д.) подвешенного к приему погружного ЭЦН. Питание устройства, а также передача данных на поверхность осуществляется через систему телеметрии насоса (обычно входящую в стандартную компоновку).
Введение
В настоящее время в нефтегазовой отрасли активно развивается концепция умной скважины, которая заключается в оснащении скважин средствами контроля параметров в режиме реального времени. В данной статье пойдёт речь об исследовании действующих скважин в процессе эксплуатации, т.е. перманентного скважинного мониторинга, нацеленного в первую очередь на определение профилей притока в интервале перфорации для добывающих скважин [1]. Сейчас профили притока изучаются методами ГИС, т.е. скважина останавливается, глушится, извлекается компоновка и спускается кабельный каротажный
96 ROGTEC
Vladimir N. Ulyanov, Chief Technical Manager, NovosibirskNIPIneft Alexander N. Cheremisin, Tyumen Branch Director, NovosibirskNIPIneft Konstantin V. Toropeckij, Lead Expert, NovosibirskNIPIneft Anton E. Ryazantcev, Chieff Executive Officer, Novosibirsk Scientific Technology Center
T
he objective of production well flow performance and other parameter monitoring is to optimize oil and gas production. This article describes the concept of continuous downhole monitoring of operating well perforation intervals. This can be achieved through the use of a permanent instrument capable of measuring flow parameters (temperature, pressure, water cut, flow rate, etc.) with high resolution. The instruments are attached to the suction pipe of a submerged electric centrifugal pump. The power supply to the instruments and data transmission to the surface is provided by the pump telemetry system (usually included in a standard BHA).
Introduction
Today, the oil and gas sector is actively developing the smart well system. Smart wells are wells that have instruments to monitor parameters in a real time mode. This article will discuss a well survey conducted during well operations, i.e. continuous downhole monitoring aimed at determining the inflow profile in the production well perforation interval [1]. The current method to determine the inflow profile is well logging when it is necessary to shut down the well, recover the BHA, run the wireline logging equipment (comprising numerous instruments), recover the equipment and redeploy the BHA. This operation consists of at least three trips and takes about a week. The logging equipment includes www.rogtecmagazine.com
COMPLETIONS комплекс, включающий широкий набор инструментов, затем комплекс извлекается и обратно спускается компоновка. В общей сложности данная операция занимает порядка недели и включает как минимум 3 спускоподъёмных операции. В состав каротажного комплекса входит как правило локатор муфтовых соединений колонны и зон перфорации, измеритель естественной гамма активности горных пород (для привязки по глубине на основании данных ГК), гамма-плотномер среды, блок термобарометрии, электромагнитный влагомер. Альтернативой является активно продвигаемая концепция умного хвостовика, позволяющего спускать в скважину волоконно-оптические измерительные системы (DTS, FBG и т.д.). В данной работе предлагается концепция системы перманентного внутрискважинного мониторинга, которая позволяет наблюдать за течением в интервале перфорации в реальном времени в действующей скважине без необходимости остановки и спуска специального каротажного комплекса. Это означает размещение в стволе скважины набора датчиков, подвешенных как гирлянда под ЭЦН. Наиболее дешевой в реализации и в то же время очень информативной является распределённая термометрия – измерение профиля температуры в стволе действующей скважины. Будучи дополненной акустическими датчиками плотности и электромагнитным влагомером данная измерительная система становится мощным инструментом для определения покомпонентного профиля притока. Питание и передача данных от измерительной системы обеспечивается через кабельный канал погружной телеметрии ЭЦН, т.е. задействует уже имеющееся оборудование и без излишних сложностей встраивается в действующие системы АСУТП на месторождении.
Актуальность
Определение профилей притока в эксплуатационных скважинах является задачей, от корректного решения которой во многом зависит принятие решений по максимально эффективной разработке месторождений нефти и газа или проведению работ по капитальному ремонту конкретной скважины. Основными задачами, решение которых осуществляется при выполнении комплексов ГИС являются: 1. Выравнивания профиля притока. 2. Проведения ремонтно-изоляционных работ для блокирования определенных интервалов. 3. Определение максимально отдающих, а следовательно наиболее перспективных для www.rogtecmagazine.com
the casing collar and perforation locator, natural rock gamma-ray activity meter (depth positioning basing on GR data), fluid gamma densitometer, pressure and temperature measuring instrument block, and electromagnetic moisture meter. The widely used alternative is smart liner allowing running of fiber-optic measuring systems such as DTS or FBG into the well. This paper describes a continuous real-time downhole monitoring system that is used to monitor the flow in the well perforation interval and does not require well shutdown or running special logging equipment. The instruments string attached to the electric centrifugal pump is lowered into the borehole. The cheapest and yet very effective system is distributed temperature logging, which allows temperature profile measurement in the wellbore. When completed with acoustic density transmitters and a electromagnetic moisture meter, the system is a powerful tool to determine the flow component profile. The electric centrifugal pump submerged telemetry cables supply power to the instruments and transmit data equipment already in use and easily integrated into the field automated process control systems.
Relevancy
Decisions on most effective oil and gas field development or well workovers depend on the accurate determination of the production well inflow profile. The logging allows to: 1. Align the inflow profile 2. Conduct workover and isolation operations to isolate certain intervals. 3. Identify the most perspective producing intervals or cut hazardous water intrusion. 4. Identify week or dead intervals that may be intensified in future (acidizing, hydraulic fracturing, etc.) to increase production. Determination of producing intervlas and inflow profiles includes analysis of the inflow intervals and absorptions as well as mandatory assessment of interval flow rates. The inflow and producing interval composition, quantitative assessment of interval flow rates by components in produced water, oil or gas. Determined inflow profiles will allow the set up and distribution of the produced fluid based on the surveyed horizon thickness. Poor well cementation or casing leakage may result in water intrusion into the borehole and well water flooding. Since this may damage the structure, a thorough study of the well physical parameters and technical characteristics should be performed before the interval water cut and absorption analysis.
ROGTEC 97
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН разработки интервалов притока или наоборот потенциально опасных на предмет обводнения. 4. Определение слабо отдающих или не работающих интервалов, которые в дальнейшем могут быть подвержены работам по интенсификации притоков (кислотные обработки, ГРП и т.п.) с целью увеличения добычи. Система определения работающих толщин и профилей притока подразумевает анализ интервалов притоков и поглощений, включающий обязательную оценку интервальных расходов. Состав притока и отдающих интервалов, количественная оценка интервальных дебитов по компонентам продукции, добываемой из скважин — воды, нефти, газа. Основная цель, которую определении профилей притока - установка и распределение добываемого флюида с учетом мощности исследуемого горизонта. Плохая цементация скважины или не герметичность обсадной колонны могут привести к проникновению воды по стволу скважины и, как следствие, к общему обводнению скважины. Подобное пагубное влияние может привести к возникновению различных дефектов в конструкции, таким образом тщательное изучение физических свойств и технических параметров скважины должно предварять анализ интервалов обводнения и поглощения.
Физические основы измерительной системы
Термометрия основана на регистрации температуры в стволе скважины, обычно связанной с продуктивным пластом перфорационными отверстиями или открытым фильтром. Применение термометрии: 1. Определение интервалов притока (закачки) флюида; 2. Определение заколонных перетоков флюида; 3. Определение мест не герметичности НКТ и обсадной колонны; 4. Определение высоты подъема цемента за колонной. 5. Определение высоты трещин ГРП, уровня флюида в скважине, интервалов перфорации после прострела и др. В среднем величина статического геотермического градиента приблизительно равна 0.03°С/м, однако может существенно варьироваться между районами ввиду различной теплопроводности пород и их насыщающих флюидов. Термограмма в работающей скважине будет отражать все тепловые возмущения связанные с течением флюидов в пласте и скважине. Со временем после окончания динамических процессов (скважина остановлена) температура в скважине
98 ROGTEC
Physics of the Measuring System
The temperature logging system records temperature in a borehole usually connected to the producing reservoir through perforations or filter. Temperature logging is used to: 1. Identify fluid inflow (injection) intervals; 2. Identify behind-the-casing flow; 3. Identify leaking tubing string or casing; 4. Identify top of cement. 5. Identify fracture height, fluid level in the well, perforation intervals, etc. The average static geothermal gradient is approx. 0.03°C/m but it may vary considerably depending on the rock thermal conductivity and fluids. The operating well thermogram will show all heat perturbation caused by fluid flow in the reservoir and well. When the dynamic processes stops (after well shut down), the well thermal equilibrium occurs. Adiabatic expansion of fluids and gases passing through porous rocks and throttling lead to thermal effects. Adiabatic expansion of fluids and gases accompanied by a temperature drop has minor impact on temperature fluctuations in the reservoir and downhole due to high rock thermal capacity. Major downhole temperature fluctuations occur during choking. The temperature fluctuation intensity is defined by Joule-Thomson coefficient which is a partial derivative of temperature T and pressure P at constant enthalpy H.
During temperature logging, intervals of fluid inflow into the well are identified based on temperature change relative to geothermal temperature due to the Joule-Thomson throttling effect and calorimetric mixing effect. Gas expansion in the wellbore inflow interval is accompanied by throttling effect means a negative temperature anomaly occurs. Fluid inflow from the reservoir usually causes heating.
Alternative Solutions
There is a wide range of temperature logging instruments that can be divided into two groups: Electric: • Resistance temperature detector; • Thermocouples www.rogtecmagazine.com
2016 4-й Российский Круглый Стол по Бурению 13 Апреля 2016
Отель Балчуг Кемпински, Москва
Ведущий российский форум для буровых профессионалов Свыше 200 высококвалифицированных представителей ведущих российских нефтяных и буровых компаний Презентации по технологиям бурения от российских и международных нефтегазовых компаний Технологически ориентированные дискуссии за круглыми столами ЗАЯВИТЕ О СВОЕМ УЧАСТИИ УЖЕ СЕЙЧАС!
doug.robson@rogtecmagazine.com
www.rdcr.ru +34 951 388 667
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН стремится к единому статическому распределению. Вследствие адиабатического расширения жидкостей и газов при прохождении через пористые среды и влияния дроссельного процесса наблюдаются термические эффекты. Адиабатическое расширение жидкостей и газов, сопровождающееся понижением температуры, незначительно влияет на температурные изменения внутри пласта и забоев действующих скважин вследствие большой теплоемкости системы горных пород. Заметные изменения температуры на забоях скважин происходят вследствие дроссельного процесса. При этом интенсивность изменения температуры характеризуется коэффициентом Джоуля -Томсона, который представляет собой частную производную от температуры Т по давлению р при постоянной энтальпии Н Замена рисунка.
По термометрии интервалы поступления флюида в скважину отмечаются по изменению температуры относительно геотермической за счет дроссельного эффекта Джоуля-Томпсона и эффекта калориметрического смешивания. Расширение газа в интервале притока в стволе скважины сопровождается проявлением дроссельного эффекта - появляется отрицательная аномалия температуры. Приток жидкости из пласта обычно сопровождается нагреванием.
Существующие аналоги
Для термометрии применяется широкий спектр инструментальных решений, которые можно подразделить на 2 группы. Электрические датчики: • Термосопротивления; • Термопары; Оптические датчики: • Волоконно-оптические распределённые линии (DTS), основанные на температурной зависимости эффекта неупругого рассеяния (рамановского) оптического излучения в многомодовом кварцевом волокне; Сканирование по длине осуществляется методом • Точечные брегговские измерители температуры и давления (FBG), основанные на зависимости линии пропускания интерференционного фильтра – брегговской решетки, от деформации решетки, обусловленной как термическим расширением, так и внешним гидростатическим сжатием. В этом случае используется одномодовое кварцевого волокно, на котором методом локального нагрева серией оптических импульсов модулируется
100 ROGTEC
Optical: • Distributed temperature sensing systems (DTS) that utilize temperature-dependent light (Raman) scattering in multi-mode quartz glass fiber; • Point-by-point temperature and pressure Brag sensors (FBG) that utilize dependence of interference filter transmission line - Bragg grating array on grating deformation caused by thermal expansion or external hydrostatic compression. The single-mode quartz glass fiber, locally heated by optical pulses is used to modulate refracting index (transitions between glass and crystal phases in the heated area) that forms Bragg grating array. Widely used logging tools (NPF Geofizika, NIID-50 Sova, PKF Geotech) are fitted with platinum RTD allowing temperature measurement up to 280°C with resolution up to 0.003°C and accuracy of ±0.1 - 0.5°C. Digital processing can improve the resolution to 0.00015°C through extending the measurement period. www.rogtecmagazine.com
COMPLETIONS
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 101
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН коэффициент преломления (переходы между стекловидной и кристаллической фазы в области нагрева), создающий брегговскую решетку. Широко применяемые каротажные приборы (НПФ Геофизика, НИИД-50 Сова, ПКФ Геотех) оснащены платиновым термосопротивлением, обеспечивающим измерение температур до 280°С с разрешением до 0.003°С и точностью ±0.1 - 0.5°С. Путём цифровой обработки можно улучшить разрешающую способность до 0.00015°С ценой удлинения времени измерения. Волоконно-оптические распределённые линии (DTS) на рамановской спектроскопии позволяют работать в существенно более широком диапазоне температур – до 700°С, однако существенно уступая по разрешению – 0.1°С при измерении абсолютных градиентов и 0.01°С при измерении относительных изменений градиентов температуры, и точности – ±0.1 – 1°С, обладая пространственным разрешением 0.25 – 1 м. В свою очередь точечные термометры на брегговских решётках (FBG) позволяют достичь разрешения до 0.01°С при чуть такой же точности ±0.1°С, но чуть меньшем диапазоне – до 300°С. Дрейф не превышает 0.1°С/год. Однако все волоконно-оптические системы подразумевают, что кабель выводится на поверхность через лубрикатор высокого давления на устье и только там подключается к оптическому блоку регистрации. Скважинного исполнения DTS- и FBG-регистраторов в настоящее время не существует и никем не разрабатывается. Всё это существенно увеличивает стоимость измерительной системы на волокно-оптических линиях, поскольку независимо от мощности продуктивного интервала, который необходимо наблюдать, оптическое волокно необходимо протянуть на всю глубину от устья до исследуемого интервала. Несмотря на большую привлекательность DTS, как например, большая дистанционность измерений и отсутствие каких-либо электрических сигналов и цепей, для решения большинства задач ГИС методами термометрии данное решение явно не годится в силу низкой разрешающей способности. Применение оптоволоконных систем как правило ограничено конструктивными особенностями скважины, и предполагается применение т.н. «умных» хвостовиков, поставляемых рядом нефтесервисных компаний, как готовое решение, которое однако необходимо закладывать уже на этапе строительства скважины, и невозможно применять на уже действующих [2]. Для барометрии в условиях скважины применяются датчики, основанные на тензометрическом (давление вызывает деформацию жесткого элемента, которая изменяется тензодатчиками), пьезорезистивном (давление вызывает деформацию и изменение
102 ROGTEC
Raman spectroscopy based DTS allow temperature measurements in a notably larger range - up to 700°C but have very low resolution, 0.1°C, while measuring absolute gradients and 0.01°C while measuring relative variations of temperature gradients and accuracy - ±0.1 - 1°C. The sampling resolution is 0.25 to 1m. Point-by-point FBG has resolution up to 0.01°C with approximately the same accuracy of ±0.1°C and a bit lower range, up to 300°C. The drift does not exceed 0.1°C/year. However all fiberoptic systems assume that the cable is installed to the surface through the wellhead HP lubricator and only then connected to the optical recorder. Today downhole DTS or FBG interrogator do not exist and are not currently being developed. Due to these issues, the fiber-optic measuring system price is very high as the fiber-optic cable length must cover the entire depth from the wellhead to the surveyed interval despite of the productive interval thickness. Notwithstanding DTS advantages, such as long-distance measurements and no electric signals or circuits required, DTS with its low resolution is not suitable to achieve most field logging goals. Generally, the use of fiber-optic systems is limited by the well design and requires smart liners supplied by a number of oil service companies as integral solution. The systems need to be envisaged at the well construction stage and cannot be used in already existing wells [2]. Downhole pressure is measured by instruments based on strain-gage (pressure induces rigid sensing element deformation measured), piezoresistance (pressure induces deformation and changes in SOI resistance) and resonance (pressure induces deformation of quartz crystal in alternator circuit) technology. The most accurate and reliable of these are resonance pressure instruments. The maximum measured pressure is 10 to 150 MPa at resolution of 0.01 – 0.00005% of the full scale and accuracy of ± 0.02–0.1% of the full scale. The drift is max. ±0.02 MPa/year. As mentioned above, FBG measures temperature and pressure at the same time, so the maximum pressure is 70 to 150 MPa at resolution of 0.0002 MPa and accuracy of ±0.015 MPa. The optic sensor is much more reliable and the maximum drift is ±0.003 MPa/year. Electrical media resistance sensors are used for downhole moisture measuring. Generally this limits the water cut operating range to 0-60%. Accuracy is as good as ± 2% for range of 0–30% and ± 5% for range of 30–60% at resolution of 0.03–0.1%. Despite low accuracy, this is sufficient to identify water breakthrough and flooded intervals to be isolated. Downhole flow measurements are usually performed using turbine flow meters that measure linear flow velocity up to 15-50 m/min with sensitivity of 0.05–0.3 m/min (dynamic range of 300-100), accuracy of ± 2–5% and resolution of 0.1–0.15 m/min. Consequently flow rate is the product of linear flow velocity in the turbine section area. www.rogtecmagazine.com
COMPLETIONS сопротивления полупроводникового датчика SOI) и резонансном (давление вызывает деформацию кристалла кварца, включенного в частотозадающую цепь генератора) принципах. Наиболее точными и стабильными являются именно резонансные датчики давления. Предельное измеряемое давление может составлять 10 – 150 МПа при разрешении 0.01 – 0.00005% от полной шкалы, и точности ±0.02 – 0.1% от полной шкалы. Дрейф обычно составляет не более ±0.02 МПа/год. Как выше было сказано, FBG-сенсор изменяет сразу пару параметров – температуру и давление, таким образом предельное давление составляет 70 – 150 МПа при разрешении 0.0002 МПа и точности ±0.015 МПа. Стабильность оптического датчика существенно выше, и дрейф не превышает ±0.003 МПа/год. Для влагометрии в условиях скважины применяются датчики электрического сопротивления среды. Как правило это ограничивает рабочий диапазон обводнённости 0 – 60%. Обычно точность оказывается не хуже ±2% в диапазоне 0 – 30% и ±5% в диапазоне 30 – 60% при разрешении 0.03 – 0.1%. Несмотря на невысокую точность, этого оказывается достаточно для распознавания прорывов воды и выделения заводнённых интервалов, подлежащих изоляции. Дебитометрия в стволе скважины обычно осуществляется турбинными расходомерами, позволяющими измерять линейную скорость потока до 15 – 50 м/мин с порогом чувствительности 0.05 – 0.3 м/мин (динамический диапазон 300 – 100) при точности ±2 – 5% и разрешении 0.1 – 0.15 м/мин. Соответственно расход получается умножением линейной скорости потока на площадь сечения турбины.
Proposed Solution
The proposed solution is aimed at well monitoring during operation in case of artificial lifting when electric centrifugal pumps are used. Artificial lifting is widely used in the Eastern Siberia oil and gas fields where reservoir temperature is 90–110°С and pressure reaches 20-30 MPa. Productive reservoir thickness is 10 to 30m and depth is down to 2000-3000m. The artificial lifting BHP is set up to 10-20 MPa to avoid gas bubbling from reservoir fluid in the perforation interval. The reservoir fluid is a water-oil emulsion with water content of up to 98% vol. and conservative gas/oil ratio of up to 100m3/t. Fluid flow rate varies considerably but does not exceed 500 m3/day. The electric centrifugal pump is located above the perforation interval at the height where the pump discharge pressure (BHP net of water column hydrostatic pressure) ensures optimal head and rate. It is usually 100200m. Therefore, the pump discharge pressure is below the bubble point and there are gas bubbles in the fluid. Wellhead
Submerged electric centrifugal pump Motor P/T unit T string
Power and data transmission cable
Flow meter Moisture meter Density meter Electronic instruments Thermometer
Предлагаемое решение
Предлагаемое решение нацелено в первую очередь на мониторинг при эксплуатации скважин с механизированным принципом добычи, т.е. оснащённых погружным ЭЦН. Механизированная добыча широко распространена на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири. Здесь пластовые условия обычно составляют 90 – 110°С и давления до 20 – 30 МПа. Мощности продуктивных пластов 10 – 30 м, глубина залегания до 2000 – 3000 м. При механизированной добыче забойное давление подбирают таким образом, чтобы избежать разгазирования пластового флюида в интервале перфорации, и это обычно составляет 10 – 20 МПа. Пластовый флюид представляет собой водонефтяную эмульсию с объёмным содержанием воды до 98% и умеренным газовым фактором до 100 м3/т. Дебит по жидкости сильно варьируется, но не превышает 500 м3/сут. ЭНЦ располагается над интервалом перфорации на такой высоте, чтобы на давление на подаче насоса (забойное за вычетом гидростатического давления www.rogtecmagazine.com
Perforation interval
P/T unit
Figure 1. Proposed Downhole Monitoring System
Metering and electronic units must be designed to 150°C, 30 MPa. Thus, the most profitable are the following downhole measuring instruments (Fig. 1): 1. Discrete system consisting of the platinum RTD string measuring temperature in the range of 0-150°C with an accuracy of ±0.3°C and resolution of 0.003°С. The sampling resolution for the temperature profile determination depends on the detector spacing and size. Each reading requires min. 16 bit memory.
ROGTEC 103
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН столба жидкости) соответствовало оптимуму напорнорасходной характеристики. Обычно это составляет 100 – 200 м. Таким образом, на подаче насоса давление оказывается ниже точки разгазирования, и в жидкости появляются пузырьки газа. Измерительные узлы и электроника должны быть спроектированы на рабочие условия: температура до 150°С, давление до 30 МПа. Таким образом, наиболее целесообразной считаем внутрискважинную систему, включающую следующие измерительные узлы, см. Рис 1. Устье скважины
Погружной ЭЦН
Кабель питания и передачи данных
Проточный Расходомер Влагомер Плотномер
Электродвигатель Блок Р/Т Гирлянда Т
Электроника
Термоанемометр
Интервал перфорации
Блок Р/Т
Рис 1. Предложенной схема системы внутрискважинного мониторинга
1. Дискретную систему из гирлянды платиновых термосопротивлений, обеспечивающих измерение температуры в диапазоне 0 – 150°С с точностью не хуже ±0.3°С и разрешением не хуже 0.003°С. Пространственное разрешение при определении профиля температуры определяется уже частотой расположения датчиков и ограничивается размером самих термодатчиков. Для хранения каждого измеренного значения требуется не менее 16 бит. 2. Термоанемометрические расходомеры (термокондуктивные дебитомеры), расположенные на той же самой гирлянде термосопротивлений, но уже в большим пространственным шагом. 3. Точечный датчик забойного давления и температуры, находящийся на нижнем конце гирлянды датчиков, обеспечивающий измерение давления до значений 30 МПа при точности не хуже ±0.02% от полной шкалы (±6 кПа) и разрешении не хуже 0.002%
104 ROGTEC
2. Thermoanemometric (thermoconductive) flow meters included in the same RTD string but more spaced. 3. Point BHP and temperature instrument located at the instrument string bottom end measuring pressure up to 30MPa with an accuracy of ± 0.02% of the full scale (±6 kPa), and a resolution of 0.002% of the full scale (600 Pa). Each reading requires min. 24 bit memory. 4. Turbine flow meter located directly under the electric centrifugal pump with dynamic range of min. 100; upper level depends on the well design. 5. Capacitance moisture meter connected to the flow meter to measure specific moisture content in the range of 0-60% vol. with resolution of 1% and accuracy of ±5%. 6. Vibration density meter connected to the flow meter to measure fluid density in the range of 0.7–2 g/cm3 with resolution of 0.01%, accuracy of 0.1%, as well as viscosity in the range of 1-100cSt It is obvious that the main data generator in the system is the RTD string. The string consisting of 20-100 instruments installed every 0.5 m covers 10-30m monitoring intervals. For a 1Hz sampling frequency, the data flow is (20 – 60) x 16 bit × 1 Hz = 320 – 960 bps. Therefore, the proposed downhole monitoring system requires communication line capacity of min. 1Kbs. Today submerged telemetry systems utilize both digital (PK Borets and IRZ TEK) and analog cable channels (Electron and ALNAS) (can be integrated directly into the permanent downhole monitoring system) that meet the requirement. As an option, the downhole monitoring system can be supplemented by wellhead module that comprises temperature and pressure instrument block, flow meter, density meter, moisture meter, etc. Thus, known borehole data, electric centrifugal pump parameters and wellhead data can show the wellbore operation and make it possible to make prompt decisions regarding development. The integrated downhole and wellhead monitoring system is the basis of the smart distributed system to monitor oil and gas well cluster parameters as proposed in the document [3]. It was demonstrated that such systems provide more information and feature higher measurement accuracy with only one accurate flow meter under shared access [4]. The downhole monitoring system equipment and design mainly depend on the well capacity and equipment risks [5]. Temperature logging sets high requirements of the instruments and should independently operate under severe conditions for a long period without the downhole metrological performance degradation. All this necessitates development of special downhole electronic instruments. Special attention should be paid to EEPROM and powerful batteries capable of working in high temperatures. Commercially available flash-drive controllers have poor wipeout block performance that requires high voltage to reset the flash-drive, as they are. actually DC-DС converters. www.rogtecmagazine.com
COMPLETIONS от полной шкалы (600 Па). Для хранения каждого измеренного значения требуется не менее 24 бит. 4. Расходомер турбинного типа, расположенный непосредственно под ЭЦН, с динамическим диапазоном не менее 100, верхний предел которого определяется возможностями конкретной скважины. 5. Влагомер емкостного типа, сопряжённый с расходомером, обеспечивающий измерение удельного объёмного влагосодержания в жидкости в диапазоне 0 – 60% с разрешением не хуже 1% и точности не хуже ±5%. 6. Вибрационный проточный плотномер, сопряжённый с расходомером, обеспечивающий измерение плотности среды в диапазоне значений 0.7 – 2 г/см3 с разрешением 0.01% и точностью не хуже 0.1%, а также вязкости в диапазоне 1 – 100 сСт. Очевидно, что основным источник генерации данных в данной системе является гирлядна термодатчиков. При интервале наблюдения 10 – 30 м и частоте расположения 0.5 м, гирлядна включает 20 – 100 датчиков. При частоте опроса 1 Гц получается поток данных (20 – 60) . 16 бит × 1 Гц = 320 – 960 Бит/с. Таким образом, предлагаемая система внутрискважинного мониторинга предъявляет требования к пропускной способности линии связи не менее 1 Кбит/с. Применяемые в настоящее время кабельные каналы погружной телеметрии как цифровые, например, производства ПК «Борец» и «ИРЗ ТЭК», так и аналоговые, например, производства «Электрон» и «АЛНАС» (могут встраиваться прямо в ПЭД) полностью удовлетворяют данному требованию. Внутрискважинная система опционально может дополняться устьевым модулем, включающим блок термобарометрии, расходомер, плотномер, влагомер и т.д. Таким образом, имея данные по стволу скважины, параметры работы ЭЦН и данные с устья скважины, становится возможным получить целостную картину работы скважины и оперативно принимать решения по разработке. Целостная система внутрискважинного и устьевого мониторинга ложиться в основу интеллектуальной системы распределённого мониторинга продуктивных параметров группы нефтегазовых скважин, как это было предложено в работе [3]. Ранее было показано, что подобная системы обладает существенно более высокой информативностью и точностью замеров даже при использовании всего одного точного расходомера в совместном доступе [4]. Комплектация и дизайн внутрискважинной системы измерения во многом определяется способностью и рисками комплектации скважины [5]. Поскольку термометрия предъявляет высокие требования к характеристикам датчиков, а система должна www.rogtecmagazine.com
A self-contained power supply is required in case of power loss on the surface just when important readings related to electric centrifugal pump turbine stop are received and recorded. Today high temperature Li-SoCl2 batteries are used with operating temperatures up to 150/165/200°C and capacity of 800/70/15 W/h respectively. Standard 100 W/h NiMh batteries are suitable for up to 120°C temperatures. High-temperature EEPROM microchips have 32Mbps capacity and are suitable for operation in up to 210oC temperature range. Pressure instruments are not suitable for long-term operations as the rigid sensor fails in high temperatures. When the electric centrifugal pump is to be replaced or inspected, the measuring system should be recovered together with BHA and tested to find any defective instruments to be replaced. The self-calibrating system concept provides for redundancy of instruments and measurements analysis to identify and adjust wrong empirical values [6]. Thus it is possible to identify a defective instrument and adjust its parameters.
Conclusion
The article describes the feasibility of continuous downhole monitoring of operating well perforation intervals using permanent instruments capable to measure flow parameters (temperature, pressure, water cut, flow rate, etc.) with high resolution. The instruments are attached to the suction pipe of a submerged electric centrifugal pump. The power supply of the instruments and data transmission to the surface is provided by the pump telemetry system (usually included in a standard BHA). As an option, the downhole monitoring system can be supplemented by wellhead module that comprises temperature and pressure instrument block, flow meter, density meter, moisture meter, etc. Thus, known borehole data, electric centrifugal pump parameters and wellhead data can show the wellbore operation and make it possible to make prompt geological and engineering decisions. “Smart” wells need to include one of the downhole monitoring systems proposed in this article.
References
1. V. Bazhenov, A. Imayev, V. Dubrovskiy, D. Kirgizov, Survey of operating wells in a course of their operation under new technologies in TNG-Group, Drilling and Oil 7-8 (2011). http://burneft.ru/archive/issues/2011-07-08/13 2. V. Isayev, Optic fiber technology for smart wells and geophysical survey of oil, gas and injection wells, Oil. Gas. Innovations 11 (2011). http://neft-gaz-novacii.ru/ NGN_11_11_isaev.pdf 3. A. Lomukhin, A. Cheremisin, K. Toropetskiy, A. Ryazantsev, Intelligent system for distributed monitoring of wellbore recovery parameters, Messenger of Rosnedra CDC 4 (2013). http://www.oilvestnik.ru/481.html 4. A. Ryazantsev, S. Buchinskiy, A. Cheremisin, K.
ROGTEC 105
ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН автономно функционировать в достаточно жестких условиях в течение длительного времени без ухудшения метрологических характеристик внутри скважины, считаем необходимым специальную разработку скважинной электроники. Особо внимание требуется уделить разработки системы накопления данных (EEPROM) и источников батарейного питания, способных работать длительное время при повышенных температурах. Что касается контроллеров флеш-памяти, то у серийных изделий возникают проблемы с функционированием блока стирания, которое прикладывает высокое напряжение для обнуления блока флеш-памяти, это по сути DC-DC преобразователь. Узел автономного питания необходим на случай сбоя питания с поверхности, в этот момент могут быть получены и записаны весьма ценные данные по остановке турбины ЭЦН. В настоящее время существуют высокотемпературные Li-SoCl2 с рабочей температурой до 150/165/200°С батареи емкостью до 800/70/15 Вт-ч соответственно. При температурах до 120°С годятся NiMh батареи, обладающие типовыми емкостями до 100 Вт-ч. Существуют высокотемпературные микросхемы EEPROM емкостью 32 Мбит и рабочей температурой до 210°С. Существует проблема долговременной стабильности датчиков давления, поскольку в условиях высоких температур начинает «плыть» сам эталон жесткости. Во время плановой замены или ревизии ЭЦН извлекается компоновка скважины вместе с измерительной системой и проводятся необходимые поверочные тесты с целью выявить, а затем и заменить датчики, утратившие свои метрологические характеристики. Концепция самокалибрующейся системы состоит в установке избыточного количества датчиков и анализа набора измерений на предмет выявления и корректировки неверных значений в наборе эмпирических данных [6]. Таким образом можно не только выявить сбойный датчик, но и скорректировать его характеристику.
Заключение
В статье рассмотрена техническая возможность реализации постоянного внутрискважинного мониторинга интервала перфорации действующей скважины с помощью постоянного устройства, способного измерять с высокой разрешающей способностью ряд параметров потока (температура, давление, обводнённость, расход и т.д.) подвешенного к приему погружного ЭЦН. Питание устройства, а также передача данных на поверхность осуществляется через систему телеметрии насоса (обычно входящую в стандартную компоновку). Внутрискважинная система опционально может дополняться устьевым модулем, включающим блок термобарометрии, расходомер, плотномер, влагомер и т.д. Таким образом, имея данные по стволу скважины,
106 ROGTEC
Toropetskiy, K. Lomukhin, Quantitative assessment of accuracy of different methods of flow measurement at gas condensate wellbores during instrumental process monitoring, Engineering Practice 6-7 (2013). http:// glavteh.ru/files/04_InPraktika06-07-2013_Ryazantsev.pdf 5. S. Skopintsev, Flow rate monitoring in flooded oil wellbores. http://www.smart-well.ru/term2011.pdf 6. A. Cheremisin, S. Kostyuchenko, K. Toropetskiy, A. Ryazantsev, E. Lukyanov, N. Zagoruyko, Algorithms of multiphase flow measurement data processing in information support for intelligent fields, Oil industry 6, 98101 (2013). http://elibrary.ru/item.asp?id=19124502 параметры работы ЭЦН и данные с устья скважины, становится возможным получить целостную картину работы скважины и оперативно принимать геологотехнологические решения. Таким образом, концепция «умной» скважины должна быть дополнена системой внутрискважинного мониторинга, одна из возможных реализаций предложена в данной статье. Список литературы 1. Баженов В.В., Имаев А.И., Дубровский В.С., Киргизов Д.И., Исследования действующих скважин в процессе эксплуатации по новым технологиям в ООО «ТНГ-Групп», Бурение и нефть 7-8 (2011). http://burneft.ru/archive/ issues/2011-07-08/13 2. В.А. Исаев, Оптоволоконные технологии для “интеллектуальных скважин” и геофизических исследований нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, «Нефть. Газ. Новации» 11 (2011). http://neft-gaznovacii.ru/NGN_11_11_isaev.pdf 3. Ломухин А.Ю., Черемисин А.Н., Торопецкий К.В., Рязанцев А.Э., Интеллектуальная система распределённого мониторинга продуктивных параметров добывающих скважин, Вестник ЦКР Роснедра 4 (2013). http://www.oilvestnik.ru/481.html 4. Рязанцев А.Э., Бучинский С.В., Черемисин А.Н., Торопецкий К.В., Ломухин А.Ю. Количественная оценка погрешности различных методов замеров дебитов газоконденсатных скважин при инструментальном контроле технологических режимов, Инженерная практика 6-7 (2013). http://glavteh.ru/files/04_ InPraktika06-07-2013_Ryazantsev.pdf 5. Скопинцев С.П., Технология контроля расходов в обводненных нефтяных скважинах. http://www.smart-well. ru/term2011.pdf 6. Черемисин А. Н., Костюченко С. В., Торопецкий К. В., Рязанцев А. Э., Лукьянов Э. Е., Загоруйко Н. Г. Алгоритмы обработки результатов многофазной расходометрии в информационном обеспечении интеллектуального месторождения, Нефтяное хозяйство 6, 98 - 101 (2013). http://elibrary.ru/item.asp?id=19124502 www.rogtecmagazine.com
COMPLETIONS
www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 107
ДОБЫЧА
RPI: ВПЕРЕДИ ЖДУТ ТРУДНЫЕ ВРЕМЕНА RPI REPORTS:DIFFICULT TIMES AHEAD Вадим Кравец, ведущий аналитик RPI
В
начале февраля 2016 года появилась официальная статистика ЦДУ ТЭК, подтверждающая оценки отраслевых экспертов, еще осенью прошлого года предсказывавших падение объемов добычи в Западной Сибири примерно на 3-4% по итогам 2015 года. Этот тренд затронул практически все добывающие предприятия ВИНК, работающие в этом традиционном регионе нефтедобычи, за исключением не делающей в нем погоду «Башнефти». Даже «Роснефть», руководство которой ранее обещало стабилизировать объемы добычи в ХМАО за счет комплексного применения новых технологий, не смогла сдержать это обещание. Согласно данным ЦДУ ТЭК, ее главный региональный добывающий актив – «Юганскнефтегаз» - снизил производство на 3,3% до 62,4 млн т. Причинами такого резкого снижения объемов добычи является как истощение местных месторождений, так и падение объемов проходки в эксплуатационном бурении в предыдущем, 2014 году.
108 ROGTEC
Vadim Kravets, Senior Analyst, RPI
E
arly in February 2016, the Central Dispatch Administration of Fuel and Energy Complex (CDAFEC) published official statistical data confirming the estimates of industry experts, who last autumn predicted a 3-4% decline in production in Western Siberia in 2015. This has affected virtually all vertically integrated oil companies in this traditional oil producing region, except for Bashneft that is not a big player anyway. Even Rosneft, whose management had previously promised to stabilise production in KhantyMansi Autonomous District through integrated introduction of new technologies, has not been able to keep its promise. According to the CDAFEC, the company’s major upstream asset, Yuganskneftegaz has cut production by 3.3% to 62.4 million tons. The reasons for such a sharp drop in production include depletion of local deposits and production drilling declined drilled footage in 2014. The end of 2015 brought some bad news for the oil and www.rogtecmagazine.com
PRODUCTION В конце 2015 года появилась информация, которая не сулит нефтегазовой отрасли ничего хорошего по крайней мере в ближайшие три-четыре года. Согласно появившемся в ноябре-декабре данным, российские нефтегазовые компании перенесли сроки ввода в промышленную эксплуатацию в общей сложности 29 месторождений, в том числе крупных. Отложены сроки ввода: у «Роснефти» - девяти месторождений, «Газпрома» – трех месторождений, «Новатэка» - двух месторождений. В частности, перенесены сроки реализации следующих месторождений: • Юрубчено-Тохомского – с 2016 на 2018 год («Роснефть», Эвенкия); • Байкаловского (Ванкорский кластер) – с 2019 на 2023 год («Роснефть»); • Уренгойского и Северо-Юбилейного нефтегазоконденсатных – примерно на 9 лет («Новатэк»). • Западно-Тамбейского – освоение перенесено на 2023 год («Газпром») Очень вероятно, что сроки ввода более мелких месторождений в Эвенкии будут отложены как минимум до 2022-2023 года. Косвенно это предположение подтверждает официальное намерение «Транснефти» перенести сроки ввода в промышленную эксплуатацию магистрального нефтепровода «Куюмба-Тайшет», предназначенного для транспортировки нефти из Эвенкии до системы магистральных нефтепроводов страны. Если принять во внимание еще и шельф, то картина становится более удручающей. В 2015 году объем поисково-разведочного бурения на нем сократился по сравнению с 2014 годом на 50%, что неизбежно приведет к переносу сроков освоения перспективных шельфовых участков за горизонт 2025 года. В частности, бурение поисково- разведочных скважин «Газпромом» в Карском море отложено на 2018 год, в Баренцевом море – на 2019 год. Начало освоения разведанного Долгинского месторождения на шельфе Баренцева моря перенесено с 2020 на 2030 год. Совершенно ясно, что перенос сроков освоения новых месторождений неизбежно скажется на российском буровом рынке, и до 2015 года переживавшем далеко не лучшие времена.
Кризис начался в 2014 году
Рынок бурения можно считать ключевым сегментом нефтесервисного рынка в целом. Достаточно назвать, что сегменты эксплуатационного и разведочного бурения составляют в денежном выражении 29,1% от всего объема российского нефтесервисного рынка. Если к этой цифре добавить доли сегментов www.rogtecmagazine.com
gas industry, predicting a life of hardship for the next 3-4 years. According to the figures that appeared in November and December, Russian oil and gas companies delayed completion for a total of 29 fields, including large ones. Rosneft, Gazprom and Novatek delayed completion of nine, three and two fields respectively. Here are some figures: • Yurubcheno-Tokhomskoye field (Rosneft, Evenkia) – delayed from 2016 until 2018; • Baikalovskoye, Vankorsky cluster (Rosneft) – delayed from 2019 until 2023; • Urengoiskoye and Severo-Yubileinoye oil and gas condensate fields (Novatek) – delayed for about 9 years. • West-Tambeiskoye – development postponed until 2023 (Gazprom) It is very likely that completion of smaller fields in Evenkia will be delayed until at least 2022 or 2023. The fact that this might be true is indirectly confirmed by the official intention of Transneft to postpone entry into the commercial operation for Kutumba–Taishet main oil pipeline intended for transporting oil from Evenkia to the national pipeline system. The picture becomes even more gloomy if we take into account offshore fields. In 2015, offshore exploratory drilling declined 50% compared to 2014, which will inevitably delay development of promising offshore sites until after 2025. For example, Gazprom postponed its exploratory drilling projects in the Kara Sea and in the Barents Sea until 2018 and 2019 respectively. Development of the proven Dolginskoye field in the Barents Sea was rescheduled by Gazprom from 2020 to 2030. It is quite clear that delays in development of new oilfields will inevitably affect the Russian drilling market, which already faced some serious problems even before 2015.
Crisis Started in 2014
The drilling market can be considered a key segment of the oilfield services market as a whole. Suffice it to say that production and exploratory drilling account for 29.1% of the Russian oilfield services market in value terms. If we add drilling fluids, bit services, MWD/LWD, well completion and well cementing to some extent, the share will rise to 49.6%. Therefore, the slump of nearly half of the oilfield services market will definitely have an impact on the entire oil and gas industry. Drilling was and is the main driver of the oilfield services market, a factor causing its slump or growth. In recent years, it was drilling that kept the oilfield services market growing. Since 2005, the booming drilling market, especially production drilling, was driving the oilfield services market as
ROGTEC 109
ДОБЫЧА Буровые растворы Drilling fluids 27,892; 4.1% Заканчивание
Долотный сервис Drill bits 4,519; 0.7%
Completion 38,785; 5.7%
Эксплуатационное бурение Production drilling 179,787; 26.2%
Геофизические исследования Logging 69,250; 10.1%
Насосные услуги Pumping 68,376; 10.0%
Разведочное бурение Exploratory drilling 20,124; 2.9% Цементирование Cementing 38,756; 5.7%
Текущий (подземный ремонт скважин) Routine well servicing 35,547; 5.2%
ГРП Hydraulic fracturing 57,149; 8.3%
MWD+LWD MWD+LWD 29,232; 4.3% КРС Well workover 99,251; 14.5%
Интенсификация добычи Production stimulation 16,424; 2.4%
Источник: анализ RPI / Source: RPI analysis
График 1. Удельные доли отдельных сегментов нефтесервисного рынка России в 2015 году, % от суммарного объема рынка в денежном выражении Chart 1. Russian oilfield services market in 2015 (in value terms) буровых растворов, долотного сервиса, MWD/LWD, заканчивания скважин и отчасти их цементирования, то эта доля возрастет до 49,6%. Поэтому «просадка» без малого половины нефтесервисного рынка ни для кого в нефтегазовой отрасли не пройдет не замеченной. Сегмент бурения был и остается основным драйвером нефтесервисного рынка, определяющим позитивный или негативный тренд динамики рынка в целом. И в последние годы именно он определял положительную динамику нефтесервисного рынка. С 2005 года бурно развивающийся рынок бурения, в первую очередь эксплуатационного, определил восходящий тренд на нефтесервисном рынке в целом, так как начиная с 2005 года (за вычетом кризисного 2009 года) и заканчивая 2013 годом объемы бурения в России из года в год возрастали. До начала экономического кризиса 2008-2009 годов, в течение 2002-2008 годов, суммарный годовой объем эксплуатационного бурения в стране вырос на 75%. Особенно большие годовые темпы увеличения
110 ROGTEC
a whole, because starting from 2005 (except for the crisis year of 2009) drilling in Russia kept growing every year. Before the economic crisis of 2008-2009, during 20022008, the total annual production drilling in Russia grew by 75%. 2006 and 2007 were particularly impressive, with growth rates reaching 25.8% and 19.1% respectively. The reason for this rapid increase in production drilling was that during 2002-2013 it was the most effective way for Russian oil and gas companies to increase production. In 2009, in the aftermath of the economic crisis, drilled footage in production drilling fell by 5.8% compared with the previous year. The main cause was that production companies were suspending their investment programs. As the effects of the economic crisis became less severe, a 18.4% increase in drilling in Russia made up for the decline of 2009. In 2011, drilling throughout Russia increased 8.8% compared to 2010, approaching 18.7 million metres. www.rogtecmagazine.com
PRODUCTION общероссийского объема бурения наблюдались в 2006 и 2007 годах – они были равны соответственно 25,8% и 19,1%. Причина динамичного увеличения объемов эксплуатационного бурения состояла в том, что в течение 2002-2013 годов для российских нефтегазовых компаний именно оно оставалось одним из наиболее эффективных способов повышения объема нефтедобычи. В 2009 году из-за негативных последствий экономического кризиса объем проходки уменьшился на 5,8% по сравнению с предыдущим годом. Основной причиной снижения стало урезание инвестиционных программ добывающих компаний. В 2010 году влияние последствий экономического кризиса снизилось, и возрастание общероссийского объема бурения в 2010 году на 18,4% компенсировало его падение в 2009 году. В 2011 году общий объем бурения в России увеличился на 8,8% по сравнению с 2010 годом и приблизился к отметке в 18,7 млн м.
According to CDAFEC, in 2013 drilling in Russia totalled 21.7 million metres, or 5.6% more than in 2012. Therefore, drilling continued to grow in 2013, just as it did during 2010-2012. The growth was mainly achieved by increased footage in production drilling, specifically an increase of 5.8% in 2013 compared to the previous year. At the same time, footage in exploratory drilling showed a modest growth of 1.6%. 2014 proved to be a turning point for the Russian drilling market. In 2014, total drilled footage declined 4.1% compared with the previous year. This slump started in the first half of 2014, i.e. even before the sectoral Western sanctions were imposed and before the oil prices fell. The main cause of the declining drilling was a sharp increase in more efficient horizontal drilling, which allows to achieve flow rates 3-8 times higher compared with conventional directional wells. This allowed companies to drill fewer wells to achieve the same output.
ДОБЫЧА тыс. метров thous. m
Годовой прирост, % Annual growth, %
Источник: CDAFEC / Source: CDAFEC
20,000
15,000 11,185 10,000
10,2%
5,6%
25,000
1,199
-19,0% 1,8% 9,065 9,230
-2,7% 8,984
743
654
570
2002
2003
2004
8,7%
9,770
9,4% 21,657 -4,1% 20,771 8,8% 20,504 817 18,4% 18,742 604 994 -5,6% -5,8% 17,233 747 19,1% 15,454 14,555 711 25,8% 14,632 852 12,286 671 464
22,883 618
702
597
5,000
0
2001
2005
2006
2007
Эксплуатационное бурение Production drilling
2008
2009
2010
2011
2012
Разведочное бурение Exploratory drilling
2013
2014
2015
Всего Total
График 2. Эксплуатационное и разведочное бурение в России в 2001-2015 гг., тыс. м Chart 2. Production and exploratory drilling in Russia in 2001-2015, thous. m В 2013 году общий объем бурения в России составил, по данным ЦДУ ТЭК, 21,7 млн м, что на 5,6% превышает аналогичный показатель 2012 года. Таким образом, в 2013 году продолжилась тенденция роста рынка бурения, имевшая место в 2010-2012 годах.
Furthermore, in the second half of 2014, production companies began to reduce investment, mostly because of the falling oil prices and sectoral sanctions in the financial services sector. As a result, oil production in Western Siberia, the biggest oil-producing region, dropped significantly.
Этот рост был обеспечен главным образом увеличением объемов проходки в эксплуатационном бурении – на 5,8% в 2013 году по сравнению с предыдущим годом. В то же время объем проходки в разведочном бурении вырос за год незначительно – на 1,6%.
Obviously, in 2015 this pushed production companies to increase production drilling sharply, while cutting exploratory drilling which is typical for a period of economic crisis. However, this recovery could be temporary.
Следующий, 2014 год, оказался знаковым для развития отечественного бурового рынка. В 2014 году восходящий тренд увеличения суммарной проходки в бурении сменился падением на 4,1% по сравнению с предыдущим годом. Этот процесс начался уже в первой половине 2014 года, то есть еще до введения секторальных западных санкций и падения мировых цен на нефть. Основным фактором, повлиявшим на падение объемов бурения, стало резкое наращивание объемов проходки в более эффективном горизонтальном бурении, которое позволяет получать дебиты в 3-8 раз большие по сравнению с обычными наклоннонаправленными скважинами. Это привело к тому, что
112 ROGTEC
The fall in oil prices in 2014-2015 will force oil producers, at least in the short term, to reduce their investment programs, which is exactly what began to happen in the end of 2014. The current oil prices prove this conclusion.
Too Much Oil
In 2014-2015, the world oil market came to a point where supply exceeded demand. As a result, oil reserves in storage hit records. According to the United States Energy Information Administration (EIA), oil reserves in the United States exceeded 500 million barrels as of January 29, 2016, reaching an all-time high for the first time since 1930. This happened due to intensive offshore field development, including deep water (for example, in the Gulf of Mexico at sea depth up to 3,000 m), as well as the start of shale and hard-to-recover oil extraction. As a www.rogtecmagazine.com
PRODUCTION для достижения заданного объема добычи компаниям нужно бурить меньшее число эксплуатационных скважин.
result, the price of Brent crude oil dropped from roughly $100-110 per barrel in the middle of 2014 to $28-30 per barrel on some days in January 2016.
Во второй половине 2014 году к этому фактору добавилось снижение инвестиционной активности добывающих компаний- заказчиков в основном из-за быстрого снижения мировых цен на нефть и введения секторальных санкций в финансовой сфере. Последствия не заставили себя долго ждать. В 2015 году резко упали объемы добычи нефти в наиболее крупном нефтедобывающем регионе – в Западной Сибири.
With these new prices, producing shale and hard-torecover oil was no longer economically viable. According to various estimates, shale oil costs $50-60 per barrel to produce. For Russian Arctic oil projects, this figure stands at $80 or more. And for Bazhen Formation, it’s $60 per barrel or more.
Очевидно, что именно после этого «звоночка» добывающие компании в 2015 году резко нарастили объемы эксплуатационного бурения, при этом снизив показатели разведочного бурения, что характерно для периода экономического кризиса. Но это оживление может носить временный характер. Падение мировых цен на нефть в 2014-2015 годах заставит добывающие компании по крайней мере в краткосрочной перспективе сокращать свои инвестиционные программы, что мы и наблюдаем с конца 2014 года. В пользу такого заключения указывает сложившаяся конъюнктура мировых цен на нефть.
Нефти слишком много
В 2014-2015 годах на мировом нефтяном рынке сложилась ситуация, когда предложение нефти превысила спрос. В результаты оказались рекордными запасы нефти в хранилищах. Так, по данным Управления энергетической информации США (EIA), к 29 января 2016 года их объем в США превысил 500 млн баррелей, достигнув максимума с 1930 года. Эта ситуация была обусловлена как интенсивной разработкой шельфовых месторождений, в том числе глубоководных (например, в Мексиканском заливе при глубине моря до 3 тыс. м), так и введением в разработку сланцевой нефти, а также трудноизвлекаемых запасов. В результате цена на нефть сорта Brent снизилась примерно с $100110 за баррель в середине 2014 года до $28-30 за баррель в отдельные дни в январе 2016 года. Это падение цен на нефть сделало экономическими нерентабельными компании, занимающиеся добычей сланцевой и трудноизвлекаемой нефти. Себестоимость добычи сланцевой нефти по разным оценкам находится в промежутке в $50-60 за www.rogtecmagazine.com
As a result, shale oil producers, mostly in the United States, began to file for bankruptcy in the second half of 2015. This, however, did not remove excess supply from the global oil market, as OPEC, Russia, Venezuela and other countries refused to cut production to protect their market shares. Another factor was the possible return of Iran on the world market, after the sanctions were lifted early in 2016. Yet, reduced supply of shale oil still means that oil prices may rise as soon as later in 2016. The price, however, will not go above $50 per barrel in the medium term, because otherwise shale oil projects would again become commercially viable. So we are now witnessing a mixed direct-inverse relationship on the market, where higher prices make shale oil production possible, which eventually drives the prices down. The meaning of all this is that oil prices are unlikely to return to the level of $100-110, or in some years $140, per barrel in the medium term.
What’s next?
In this situation, the drilling market probably reached the ceiling above which it can hardly go,especially given the sanctions. Obviously, sanctions against Russia will have a noticeable effect on the drilling market, especially production drilling. After the end of cooperation with European and US companies, there will be a buffer period of 2-4 years, during which the structure of suppliers of drilling equipment will change little, and the market will continue to work in new conditions. Until 2017, the sanctions will not have a significant impact on production drilling. If foreign companies, for whatever reason, decide to leave the Russian market in 2017, there might be a noticeable decline in drilled footage in 2018-2019 (5-7%) and gradual recovery up to 2020 (to 19-20 million metres), which will continue beyond the studied time period. Given the increasing share of horizontal drilling, we expect that production drilling during 2016-2020 will be in the range between 20 and 21.5 million metres. And 2017 may become the biggest year in terms of drilling.
ROGTEC 113
ДОБЫЧА 25
22.06 2.71
20
1.24 3.92
15
Источник: анализ RPI / Source: RPI analysis
21.02
21.34
21.39
2.71
2.28
2.21
1.17
1.17
3.72
3.64
3.51
13.21
14.01
14.15
2016
2017
2018
1.15
20.37
20.03 2.24 1.17
2.21 1.17
3.25
3.15
13.03
13.51
10 13.87 5
0
2015
Западная Сибирь Western Siberia
Волга-Урал Volga-Urals
Тимано-Печора Timano-Pechora
2019
Восточная Сибирь Eastern Siberia
2020 Прочие Other
Всего Total
График 3. Прогноз объемов проходки в эксплуатационном бурении в России в 2006-2020 гг., млн. м Chart 3. Estimated drilled footage in production drilling in Russia in 2006-2020, million metres баррель. Себестоимость нефти перспективных российских арктических нефтяных проектов оценивается примерно от $80 за баррель и выше. Этот же показатель для российской баженовской свиты равен от $60 за баррель и выше.
In 2018, Russian companies plan to start industrial development of large oil and oil and gas condensate fields in Yamalo-Nenetsky Autonomous District, as well as the first part of the fields in the Yurubcheno-Tokhomskaya zone (Evenkia).
В результате во второй половине 2015 года начались фиксироваться случаи банкротства компаний, прежде всего в США, занимающихся добычей сланцевой нефти. Тем не менее, это не предотвратило затоваривание мирового рынка нефтью за счет отказа стран-членов ОПЕК, России, Венесуэлы и других от согласованного сокращения добычи из-за опасения возможного снижения их рыночных долей на мировом нефтяном рынке. К этому добавилась перспектива выхода на мировой рынок дополнительных объемов нефти из Ирана, с которого были сняты санкции в начале 2016 года. Тем не менее, снижение предложения сланцевой нефти дает возможность прогнозировать рост цен на нефть уже в течение 2016 года. Однако это повышение натолкнется на барьер в $50 за баррель, при котором вновь окажутся рентабельными сланцевые проекты – они не дадут возможности увеличиваться цене выше этого уровня в среднесрочной перспективе.
Drilling may decline a little in 2018-2019. Reducing the number of completed wells may be the result of the growing share of horizontal drilling.
Можно констатировать, что в нефтегазовом мире образовалась классическая ценовая саморегулирующаяся система с «обратной связью», когда в результате повышения цен начинается добыча на сланцевых проектах, заставляющая цены на нефть снижаться. Отсюда следует вывод, что такой ценовой конъюнктуры, когда мировые
As for exploratory drilling, this is the first spending item to be cut during the crisis, but it is very hard to predict, as it depends heavily on how deep the economic recession is going to be. Looking back at the crisis of 2009, we can say for sure that the exploratory drilling market will have to face some tough challenges, with drilled footage probably declining by more than 40%.
114 ROGTEC
Considering the adjusted plans of Russian producers, drilled footage may increase in 2022-2023, when the second part of local deposits will be put into service in Evenkia. It is possible that continued sanctions against Russia would have a significant impact on the market of hitech horizontal drilling as well. The horizontal drilling equipment market is one of the youngest in Russia. It is dominated by foreign companies, with Russian drilling rigs of this type having mostly low or medium power. Still, rapid growth in horizontal drilled footage may continue up until 2018-2019. Then in 2019-2020, horizontal drilled footage will perhaps reach a plateau.
www.rogtecmagazine.com
PRODUCTION цены на нефть находились в диапазоне $100-110 за баррель и даже в отдельные годы достигали отметки в $140, в среднесрочной перспективе ожидать не приходится.
Куда дальше?
В этой ситуации, вероятно, буровой рынок подошел к «потолку», выше которого он больше существенно не поднимется. Особенно в условиях продолжающихся санкционных ограничений. Справедливо предположить, что введенные санкции против России окажут заметное влияние на рынок в первую очередь эксплуатационного бурения. При прекращении сотрудничества с европейскими и американскими компаниями начнется некоторый буферный период, который продлится около 2-4 лет, на протяжении которых структура поставщиков бурового оборудования будет изменяться мало, и рынок продолжит стабильно работать в новых условиях. До 2017 года санкции не будут оказывать заметное влияние на эксплуатационное бурение. Если в 2017 году зарубежные фирмы по тем или иным причинам решат покинуть российский рынок, то за этим может последовать заметное падение объема проходки в 2018-2019 году (на 5-7%) и постепенное восстановление вплоть до 2020 года (до показателя 19-20 млн м), которое продолжится за рассматриваемым временным горизонтом. С учетом возрастания доли горизонтального бурения, мы ожидаем, что объем эксплуатационного бурения в период 2016-2020 годов будет изменяться в диапазоне 20,0-21,5 млн м. При этом максимум годовых объемов бурения может выпасть примерно на 2017 год. В 2018 году российские компании планируют ввести в промышленную разработку крупные нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения на территории ЯНАО, а также первую часть месторождений в Юрубчено-Тохомской зоне (Эвенкия).
Вероятно, что продолжение санкций против России окажет существенное влияние на рынок и высоко технологичного горизонтального бурения. Рынок оборудования для горизонтального бурения – один из самых молодых в России. Подавляющую часть его занимают зарубежные компании, российские буровые установки данного вида в основном слабои среднемощные. Тем не менее, интенсивный прирост объема проходки в горизонтальном бурении может продлиться вплоть до 2018-2019 года. После этого в 2019-2020 годах, вероятно, произойдет стабилизация объемов проходки в горизонтальном бурении. Что касается объемов проходки в разведочном бурении, то этот вид буровых работ в период кризисов подвергается первоочередному секвестированию, но спрогнозировать его весьма трудно, так как он в сильнейшей степени зависит от глубины кризисных явлений в экономике. Однако по опыту кризиса 2009 года можно утверждать, что рынок разведочного бурения ждут нелегкие времена, когда просадка проходки на 40%, может оказаться не пределом.
За дополнительной информацией об отчетах RPI, пожалуйста, обращайтесь к Иванцовой Дарье: +7 (495) 502 5433 / 778 9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-consult.com / www.rpi-research.com For additional information on PRI reports, please contact Daria Ivantsova: +7 (495) 502 5433 / 778 9332, e-mail: Daria@rpi-inc.ru www.rpi-consult.com / www.rpi-research.com
Некоторого снижения годовых объемов в бурении можно ожидать в 2018-2019 годах. Сокращение количества вводимых скважин может явиться следствием возрастания доли горизонтального бурения. С учетом корректировки планов российских добывающих компаний некоторый рост объемов проходки может произойти в 2022-2023 годах, когда в Эвенкии возможен ввод второй части местных месторождений. www.rogtecmagazine.com
ROGTEC 115
Получайте экземпляр журнала ROGTEC каждый квартал 4 выпуска журнала в год всего за 100 евро.
Экономия 15% при подписке на 2 года! Экономия 25% при подписке на 3 года! Чтобы подписаться, заполните форму ниже и отправьте ее по эл. почте на info@rogtecmagazine.com Оплата возможна кредитной картой или банковским переводом Receive a copy of ROGTEC every quarter for only €100 Euro.
Save 15% by subscribing for 2 years! Save 25% by subscribing for 3 years! To start the process, complete your details below, scan and e-mail to info@rogtecmagazine.com Payment can be made by Credit Card or Bank Transfer
Name / ФИО: Company / Компания: Position / Должность: Address / Адрес:
Telephone / Тел.: Fax / Факс: Email / Эл. почта: ROGTEC 44
116 ROGTEC
2016 ASTANA, SEPTEMBER 16th 2016 Kazakhstan’s Largest Dedicated Drilling Technology Event, in Association with General Event Partner and Platinum Sponsor JSC NC KazMunayGas
Roundtable Style Format Focusing on Key Drilling Challenges, Including: • Complex reservoirs • HP/HT wells • Drilling through low pressure zones • Mud loss • Wellbore stability • Limited internal infrastructure • Lack of sea route to get drilling equipment in country • Harsh winter environment & need for winterized rigs • Rig safety and HSE Event Partner
“Tomorrow’s Drilling, Delivered Today” 118 ROGTEC
+34 951 388 667 www.kazdr.kz
www.rogtecmagazine.com